ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE SISTEMAS …

UNIVERSIDADE FEDERAL DO MATO GROSSO DO SUL

FACULDADE DE ENGENHARIAS, ARQUITETURA E URBANISMO E GEOGRAFIA

Departamento de Engenharia Elétrica

Ana Luiza Mussi Brusarosco

ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

EM UMA REDE DE POSTOS DE GASOLINA:

Estudo de Caso: Projeto e Implantação

Campo Grande

2020




Estudo de Caso: Projeto e Implantação

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Mato Grosso do Sul, como requisito final para obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Dr. Jéferson Meneguin Ortega

Campo Grande

2020




Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Mato Grosso do Sul, como requisito final para obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica.

________________________________________________________

Prof. Dr. Jéferson Meneguin Ortega – UFMS (Orientador)

________________________________________________________

Prof. Dr. Jair de Jesus Fiorentino – UFMS (Banca Examinadora)

________________________________________________________

Prof. Dr. Paulo Irineu Koltermann – UFMS (Banca Examinadora)

Campo Grande, 23 de julho de 2020.

Esse documento corresponde à versão final da monografia intitulada Análise de

Viabilidade Econômica de Sistemas Fotovoltaicos em uma Rede de Postos

de Gasolina – Estudo de Caso: Projeto e Implantação defendida por Ana

Luiza Mussi Brusarosco perante a banca examinadora do curso de Engenharia

Elétrica da Universidade Federal do Mato Grosso do Sul.

BANCA EXAMINADORA

________________________________

Prof. Dr. Jéferson Meneguin Ortega

ORIENTADOR

________________________________

Prof. Dr. Jair de Jesus Fiorentino

EXAMINADOR

________________________________

Prof. Dr. Paulo Irineu Koltermann

EXAMINADOR

À Deus.

À minha família.

Ao meu irmão, Vicente Almeida Brusarosco.

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus, primeiramente, que me amparou em todas as

circunstâncias em que me encontrei, me suportando com amor e presença.

Provém dele a força que permitiu com que superasse tantos momentos delicados

e anos difíceis para estar hoje aqui, concluindo essa etapa.

Agradeço a minha família por motivar-me a nunca desistir, mesmo há

quilômetros de distância; e aos meus verdadeiros amigos, em especial a Ane,

Artur e Jaqueline, que continuamente renovaram minhas esperanças em mim

mesma.

Agradeço aos professores que conheci durante a graduação, que

proporcionaram conhecimento não só técnico como sobre a vida; em especial

ao meu orientador, Jéferson Meneguin Ortega, por enxergar em mim uma versão

muito melhor do que sou, inspirando-me a persegui-la.

EPÍGRAFE

“tel qu’en Lui-même enfin l’éternité le change.”

Stéphane Mallarmé

RESUMO

A julgar pela crescente ascensão da eficiência energética, essencialmente da energia solar, este trabalho tem como principal objetivo demonstrar a viabilidade técnico-financeira da instalação de dois sistemas fotovoltaicos, um no município de Rio Verde de Mato Grosso, e outro, em Rio Negro, cujo intuito é a redução de custos com energia elétrica por um período de até 25 anos. O presente estudo visa a aplicabilidade dos conceitos que fundamentam os princípios da energia solar, em consonância com a geração elétrica fotovoltaica, as etapas – desde escolha do local de instalação ao dimensionamento de um inversor à custa do consumo – que permeiam o desenvolvimento de um sistema que converta incidência solar em eletricidade e a análise do retorno do investimento; que nesse caso, consideradas as unidades consumidoras para as quais serão transferidos créditos de saldo energético, o retorno do investimento será alcançado em, somente, 3 anos, garantindo um vasto período de quase 22 anos de drástica redução tributária e preconizando o estimável custo-benefício que o investimento agrega e o potencial que a geração distribuída possui no Brasil.

Palavras-Chave: Energia solar, sistema fotovoltaico, geração fotovoltaica, viabilidade econômica.

ABSTRACT

Judging by the increasing rise in energy efficiency, essentially solar energy, this work has as main objective to demonstrate the technical and financial viability of installing two photovoltaic systems, one in the municipality of Rio Verde de Mato Grosso, and the other, in Rio Negro, whose purpose is to reduce electricity costs for a period of up to 25 years. The present study aims at the applicability of the concepts that support the principles of solar energy, in line with photovoltaic electrical generation, the steps - from choosing the installation site to the dimensioning of an inverter at the expense of consumption - that permeate the development of a system that converts solar incidence to electricity and the analysis of the return on investment; that in this case, considering the consumer units to which energy balance credits will be transferred, the return on investment will be achieved in just 3 years, guaranteeing a vast period of almost 22 years of drastic tax reduction and advocating the estimated cost-benefit that investment adds and the potential that distributed generation has in Brazil.

Keywords: Solar energy, photovoltaic system, photovoltaic generation, economic viability.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Distribuição das fontes energéticas em 2018. ................................. 19

Figura 2 - Distribuição das fontes energéticas elétricas em 2018. .................. 20

Figura 3 - Órbita terrestre em torno do Sol, com seu eixo N-S inclinado 23, 5º.

......................................................................................................................... 22

Figura 4 - Posição do Sol em relação ao plano horizontal. .............................. 22

Figura 5 - Posição do Sol em relação ao plano horizontal. .............................. 23

Figura 6 - Estrutura das bandas de energia em (a) condutores, (b)

semicondutores e (c) isolantes. ........................................................................ 24

Figura 7 - Representação do efeito fotovoltaico. .............................................. 25

Figura 8 - Representação do funcionamento do material semicondutor sob

influência de elementos p e n. .......................................................................... 26

Figura 9 - Diferenciação entre célula, módulo e painel fotovoltaico. ................ 26

Figura 10 - Módulo Monocristalino x Módulo Policristalino. .............................. 28

Figura 11 – Módulo feito a partir de a-Si. ......................................................... 29

Figura 12 - Módulos fotovoltaicos utilizando CdTe. .......................................... 29

Figura 13 – Curvas I-V e P-V de uma célula fotovoltaica de silício cristalino. .. 30

Figura 14 - Curvas I-V de duas células fotovoltaicas de silício cristalino quando

conectadas (a) em série e (b) em paralelo. .................................................... 32

Figura 15 - Influência da radiância solar na curva I-V de uma célula fotovoltaica

de silício cristalino na temperatura de 25ºC. .................................................... 33

Figura 16 - Influência da temperatura na curva I-V de uma célula fotovoltaica de

silício cristalino para irradiância de 1000W/m². ................................................ 33

Figura 17 - Diferença entre sistema off grid – à esquerda – e on grid – à direita.

......................................................................................................................... 35

Figura 18 - Diferentes angulações de irradiação solar em sistemas

fotovoltaicos. .................................................................................................... 37

Figura 19 - Curva de Perda de Produção por Sombreamento. ........................ 38

Figura 20 – Área em Rio Verde/MS onde serão instalados os módulos

fotovoltaicos. .................................................................................................... 45

Figura 21 - Área em Rio Negro/MS onde serão instalados os módulos

fotovoltaicos. .................................................................................................... 46

Figura 22 - Fatura de Energia Auto Posto Cachoeiras ref. 11/2019 ................. 47

Figura 23 - Fatura de Energia Auto Posto Rio Negro ref. 11/2019 ................... 48

Figura 24 - Telhado do Auto Posto Cachoeiras em Rio Verde do Mato Grosso -

MS. ................................................................................................................... 50

Figura 25 - Telhado do Auto Posto Rio Negro em Rio Negro - MS. ................. 51

Figura 26 - Especificações técnicas do módulo fotovoltaico JKM330PP-72. ... 53

Figura 27 - Especificações técnicas do inversor PHB35K-MT. ........................ 54

Figura 28 - Instalação do sistema fotovoltaico, sendo utilizado 12 strings com

11 módulos em série para cada string. ............................................................ 56

Figura 29 - Inversor PHB35K-MT e QDCA 72. ................................................. 57

Figura 30 - Comparativo de rendimentos no período de 25 anos. ............... Erro!

Indicador não definido.

Figura 31 - Comparativo de rendimentos no período de 25 anos. ................... 60

Figura 32 - Comparativo antes x após instalação em Rio Verde de Mato Grosso

- MS. ................................................................................................................. 60

Figura 33 - Comparativo antes x após instalação em Rio Negro - MS. ............ 61

Figura 34 - Comparativo antes x após instalação em UC - 1. .......................... 62







LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Oferta Interna de Energia Elétrica em 2018. ................................... 20

Tabela 2 - Tipos de Sistemas Fotovoltaicos ..................................................... 35

Tabela 3 - Dados de irradiação solar média em Rio Negro/MS ....................... 36

Tabela 4 - Dados de irradiação solar média em Rio Verde do Mato Grosso/MS

......................................................................................................................... 37

Tabela 5 - Dados climatológicos de Rio Verde de Mato Grosso - MS. ............. 54

Tabela 6 - Dados climatológicos de Rio Negro - MS. ....................................... 55

Tabela 7 - Comparativo do valor do investimento x valor que seria destinado à

concessionária. ................................................... Erro! Indicador não definido.

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

MME Ministério de Minas e Energia BEN Balanço Energético Nacional OIE Oferta Interna de Energia

OIEE Oferta Interna de Energia Elétrica EPE Empresa de Pesquisa Energética c-Si Silício cristalino m-Si Silício monocristalino p-Si Silício policristalino a-Si Silício amorfo hidrogenado

CdTe Telureto de cádmio CIGS Disseleneto de cobre (gálio) e índio

CRESESB Centro de Referência de Energia Solar e Eólica CC Corrente Contínua CA Corrente Alternada

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO .......................................................................................... 16

2 OBJETIVOS .............................................................................................. 18

2.1 Objetivo Geral .................................................................................... 18

2.2 Objetivos Específicos ....................................................................... 18

3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ..................................................................... 19

3.1 Matriz Energética Brasileira ............................................................. 19

3.2 Energia Solar ..................................................................................... 20

3.3 Geometria Solar ................................................................................ 22

3.4 Efeito Fotovoltaico ............................................................................ 24

3.5 Módulos Fotovoltaicos ..................................................................... 26

3.5.1 Silício Cristalino (m-Si e p-Si) .............................................................. 27

3.5.2 Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si) ....................................................... 28

3.5.3 Telureto de Cádmio (CdTe) ................................................................. 29

3.5.4 Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio (CIS e CIGS) .............................. 30

3.6 Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos ................... 30

3.7 Sistemas Fotovoltaicos .................................................................... 33

3.7.1 Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico ON GRID .................. 36

3.7.1.1 Levantamento do recurso solar disponível na região .............. 36

3.7.1.2 Definição do local de instalação e configuração do sistema... 37

3.7.1.3 Levantamento da demanda a ser suprida ................................. 39

3.7.1.4 Dimensionamento e arranjo do setor fotovoltaico ................... 39

3.7.1.5 Dimensionamento do inversor ................................................... 41

3.8 Geração Distribuída .......................................................................... 42

3.9 Análise de Payback e Viabilidade Econômica ................................ 44

4 METODOLOGIA ........................................................................................ 45

4.1 Levantamento do consumo médio mensal ..................................... 46

4.2 Escolha dos locais de instalação e configurações dos sistemas 50

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO ................................................................ 52

5.1 Escolha do módulo fotovoltaico e do equipamento de condicionamento de potência.................................................................... 52

5.2 Escolha do módulo fotovoltaico e do equipamento de condicionamento de potência.................................................................... 54

5.3 Tempo de Retorno de Investimento (TRI) ....................................... 57

6 CONCLUSÃO ............................................................................................ 67

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 69

APÊNDICE A – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS DO MÓDULO FOTOVOLTAICO ............................................................................................. 72

APÊNDICE B – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS DO INVERSOR PHB35K-MT ......................................................................................................................... 75

APÊNDICE C – PROJETO DO SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM RIO VERDE DE MATO GROSSO – MS. ................................................... 81

APÊNDICE D – PROJETO DO SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM RIO NEGRO – MS. .................................................................................... 83

16

1 INTRODUÇÃO

Muito do que ocorreu na evolução da humanidade se pauta em energia

elétrica. O manuseio desse insumo persiste até hoje sob inúmeras

circunstâncias e se manifesta atualmente como uma das principais

necessidades fundamentais ao desenvolvimento econômico, tecnológico e

social do mundo, perscrutando os mais simples ofícios até grandiosas

invenções.

Com o decorrer do tempo e o crescimento da população, a demanda de

energia elétrica tornou-se ainda mais latente evidenciando a busca por fontes de

energia renováveis com boa rentabilidade e que respeitassem os limites

impostos através das questões ambientais validadas frente aos impactos

gradativos no ecossistema.

Segundo a EPE, do ano de 1995 até 2019 o consumo de energia elétrica

no Brasil cresceu aproximadamente 98,32%. No Brasil, a principal fonte de

energia elétrica é a hidráulica (BNE, 2018).

A energia fotovoltaica provém da conversão de energia solar em energia

elétrica e consoante com o aspecto favorecido do Brasil, devido à sua localização

e geografia, o país recebe alta radiação solar durante o ano todo. Ainda que a

participação da energia solar não seja expressiva atualmente na matriz

energética brasileira, o cenário cuja fonte se inclui vem tornando-se promissor

visto que a redução dos impactos ambientais, como também pela amortização

dos custos envolvidos na geração de energia elétrica.

Os sistemas fotovoltaicos, de acordo com a NBR 11704:2008, podem ser

on grid, que são conectados à rede de distribuição de energia, e off grid, que são

autônomos, armazenam a própria energia produzida. Os sistemas on grid estão

sujeitos à Lei Federal nº 10.438/2002 que conjectura vantagens econômicas

para produtores de energia independentes em forma de crédito.

A normatização do funcionamento do sistema on grid está prevista, mais

especificamente, na Resolução Normativa nº 482/2012 (ANEEL) cuja qual versa-

se na geração distribuída, conceito este que autoriza o consumidor a produzir

sua própria energia elétrica através de fontes renováveis de energia podendo

injetar na rede o saldo energético que restar, garantindo crédito energético com

a concessionária.

17

Tem-se a partir da produção de energia solar o tempo de retorno de

investimento, sendo essa variável, em função da capacidade dos Sistemas de

Geração Fotovoltaicos a serem instalados e o consumo prévio. Todavia, mesmo

diante de uma margem oscilante, o tempo de payback de geradores fotovoltaicos

residenciais e comerciais variam de 3 a 10 anos.

Nesse contexto, este trabalho tem como objetivo demonstrar a viabilidade

técnico-financeira de implementação de dois geradores fotovoltaicos, um em

cada posto de gasolina, ligados à rede em locais comerciais. Serão descritas as

etapas de dimensionamento, princípios técnicos, viabilidade econômica e,

indiretamente, as vantagens que o sistema propõe.

18

2 OBJETIVOS

2.1 Objetivo Geral

O presente estudo objetiva analisar o processo de implementação de

placas fotovoltaicas em dois postos de gasolina localizados na cidade de Rio

Verde do Mato Grosso e Rio Negro no estado de Mato Grosso do Sul. Através

do segregamento do processo, serão descritos os princípios de funcionamento

das placas fotovoltaicas, no que a geração distribuída se fundamenta em seu

acoplamento à rede, e a viabilidade econômica da instalação frente ao payback.

2.2 Objetivos Específicos

• Análise dos tipos de materiais utilizados para módulos fotovoltaicos

abrangendo suas especificidades;

• Dimensionamento do gerador fotovoltaico fundamentado no consumo

médio dos últimos doze meses do cliente em anuência com as

legislações contemporâneas, como a Resolução da ANEEL 482/2012;

• Análise econômica intencionando obtenção do tempo de retorno

(payback) a partir de grandes investimentos no âmbito comercial;

• Manifestação das vantagens oriundas da implementação da

metodologia do estudo base de energia fotovoltaica e geração

distribuída.

19

3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

3.1 Matriz Energética Brasileira

A matriz energética brasileira é deveras variada e descreve a junção das

fontes de energia que são utilizadas para suprir a demanda energética do país.

No Brasil, embora o consumo de energia de fontes não renováveis supere

o de renováveis, usa-se mais fontes renováveis que no resto do mundo. De

acordo com o documento “Resenha Energética Brasileira” (MME), tendo como

referência o ano de 2018, a figura 1 elucida a participação de 45,3% de energias

renováveis, 2,3% a mais do que no ano anterior, 2017. Analogamente, a média

mundial da proporção das fontes renováveis na matriz energética foi de 14,3%.

Fonte: MME (2020).

No que se refere a Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE), a parcela do

fornecimento oriundo das fontes de energias renováveis, em 2018, chegou a

83,3%, as quais incluem potenciais hidráulico (61,1%), provenientes do bagaço

da cana (5,6%), eólico (7,6%), solar (0,54%) e demais fontes (3%). A Tabela 1

mostra um comparativo entre os anos de 2017 e 2018 com as fontes de energia;

o mesmo, também representado no gráfico da figura 2.

Figura 1 - Distribuição das fontes energéticas em 2018.

20

Figura 2 - Distribuição das fontes energéticas elétricas em 2018.

Fonte: MME (2020).

Tabela 1 - Oferta Interna de Energia Elétrica em 2018.

Fonte: MME (2020).

3.2 Energia Solar

Energia solar, como o próprio nome diz, trata-se da energia que provém

do Sol. Essa fonte de energia renovável além de ser inesgotável, não polui o

meio ambiente e é responsável por inúmeros processos biológicos; podendo até

ser imputada como a mãe das demais fontes energéticas. O aproveitamento

dessa forma de energia emerge como solução para diversas demandas básicas

da humanidade, como aquecimento, iluminação e alimentação; como propulsora

de geração de potência elétrica ou mecânica; e, mais recentemente, como fonte

direta para produção de eletricidade.

21

O Sol fornece anualmente, para a atmosfera terrestre, aproximadamente,

1,5x108 kWh de energia (COGEN. 2012) através da reação nuclear que ele

exerce. Tal processo poderia ser explicado como a fusão dos núcleos de

hidrogênio em núcleos de hélio. A disponibilidade da radiação solar necessita da

latitude local e da posição no tempo, visto que a incidência da irradiância é

diretamente influenciada pela inclinação do eixo imaginário em torno do qual a

Terra gira diariamente e a trajetória elíptica que a Terra percorre ao redor do Sol.

Segundo Edenhofer et al. (2011) no documento intitulado “Renewable

energy sources and climate change mitigation: Special report of the

intergovernmental panel on climate change”, existem 5 (cinco) grandes formas

de utilização de energia solar, dividindo-se nos seguintes grupos:

a) Ativa: decorrente do processo de aquecimento ou refrigeração a partir

da radiação solar, como aquecedores residenciais;

b) Passiva: ligada com a chamada “arquitetura bioclimática”, trata-se da

utilização da luz e do calor incidente para projetos arquitetônicos, englobando

ventilação e iluminação natural na espacialização da edificação;

c) Fotovoltaica: obtida a partir do efeito fotovoltaico, isto é, conversão da

radiação incidente em eletricidade em dispositivos semicondutores, sendo estes

normalmente células de silício;

d) Utilização de concentradores térmicos para conversão da radiação

solar em energia elétrica;

e) Um processo semelhante a fotossíntese, onde, segundo Pinho &

Galdino (2014): “em um reator alimentado por dióxido de carbono (CO2), água e

metal ou óxido metálico, exposto à radiação solar, produz-se hidrogênio,

oxigênio e monóxido de carbono. Neste caso, o hidrogênio seria o combustível

solar a alimentar células a combustível, não mais produzido a partir de gás

natural, mas da quebra da molécula da água a partir da luz solar”.

Evidenciando, assim, que as cinco categorias supracitadas

consubstanciam em fatores térmicos (os quais dependem da alteração de

temperatura para geração de energia) e fotovoltaicos – os quais serão

detalhados nos tópicos conseguintes.

22

Figura 3 - Órbita terrestre em torno do Sol, com seu eixo N-S inclinado 23, 5º.

Figura 4 - Posição do Sol em relação ao plano horizontal.

3.3 Geometria Solar

O planeta Terra reproduz, em trajetória elíptica ao redor do Sol, um plano

inclinado que possui um ângulo de 23,5º referido ao plano equatorial. Esta

inclinação é responsável pela variação da elevação do Sol no horizonte em

relação à mesma hora, ao longo dos dias, dando origem às estações do ano,

como pode ser visto na Figura 3 abaixo (CEPEL/CRESESB, 1999).

Declinação Solar (δ) é o ângulo resultante da relação da posição angular

do Sol, ao meio dia, com o plano do Equador; cuja variação é feita segundo os

dias do ano dentre os seguintes limites (CEPEL/CRESESB, 1999): - 23,45° ≤ δ

≤ 23,45°. A trajetória do movimento manifesto do Sol em data e localidade

específicas procede da latitude local somada a esta declinação. Os ângulos

azimutal, zenital e da altura solar definem o posicionamento do Sol.

Fonte:(PINHO; GALDINO, 2014)

23

Segundo Pinho & Galdino (2014):

• O ângulo zenital ou zênite (θz) é formado entre os raios de do Sol

e a vertical local.

• A altura solar (α) é o ângulo entre os raios de Sol e a projeção dos

mesmos sobre o plano horizontal.

• O ângulo zenital e o ângulo da altura solar são complementares,

onde θz + α = 90º.

• O ângulo azimutal do Sol ou azimute solar (γs) é formado entre a

projeção dos raios solares e a direção Norte-Sul no plano

horizontal.

A respeito de superfícies inclinadas em relação ao plano horizontal, para

uma melhor avaliação da posição solar, leva-se em consideração um valor

angular maior que o medido.

FONTE:(PINHO; GALDINO, 2014)

• O ângulo azimutal da superfície (γ) está entre a projeção normal à

superfície no plano horizontal e a direção Norte-Sul, sendo nulo no

meio dia solar, quando o sol se encontra acima da linha horizontal.

• A inclinação de superfície de captação (β) é o ângulo originado do

declive do plano da superfície em análise e o plano horizontal.

• O ângulo de incidência (θ) é resultante dos raios de Sol em relação

a normal referida à superfície de captação.

Figura 5 - Posição do Sol em relação ao plano horizontal.

24

3.4 Efeito Fotovoltaico

O efeito voltaico foi visto pela primeira vez pelo físico francês Edmond

Becquerel em 1839 que observou nesse fenômeno físico que certos materiais

são capazes de gerar corrente elétrica ao serem expostos à luz do sol.

Essa conversão ocorre através de uma célula integrada de materiais

semicondutores que apresentam banda de valência e banda de condução. Na

banda de valência é permitido a existência de elétrons enquanto a banda de

condução se apresenta vazia. A separação entre essas duas bandas é

denominada banda proibida (bandgap, ou gap) e pode atingir até 3 eV,

diferenciando estes materiais dos materiais considerados isolantes, onde a

banda proibida supera este valor, como é mostrado na figura abaixo (PINHO;

GALDINO, 2014).

Fonte:(PINHO; GALDINO, 2014)

O semicondutor mais utilizado atualmente é o silício, cujos átomos

possuem quatro elétrons que constroem uma rede cristalina ao ligarem-se aos

seus vizinhos. Se o silício for dopado com elementos que possuem 5 elétrons de

ligação, como o fósforo, haverá um elétron “sobrando” que, não podendo ser

emparelhado com os demais, mantém uma ligação enfraquecida com o átomo

de origem e, sob efeito de energia térmica, acaba “deslocando” para a banda de

condução. Afirma-se, então, que o fósforo é um doador de elétrons,

denominando-se dopante tipo n.

Caso o silício seja dopado com elementos que possuam somente três

elétrons de ligação, como o boro, existirá a ausência de um elétron para atender

as ligações com silício, ausência esta denominada lacuna. A lacuna, quando

submetida a pouca energia térmica, pode ser ocupada por um elétron de uma

Figura 6 - Estrutura das bandas de energia em (a) condutores, (b) semicondutores e (c) isolantes.

25

região vizinha, deslocando-se de seu lugar anterior. Afirmando, assim, que o

boro é um dopante tipo p.

A junção pn é formada quando, em um silício puro são inseridos átomos

de boro em uma metade e de fósforo na outra. Nesta junção os elétrons livres

do lado n transferem-se para o lado p, encontrando as lacunas que os capturam,

gerando um conglomerado de elétrons no lado p, polarizando-o negativamente,

e uma redução de elétrons no lado n, tornando-o eletricamente positivo.

As cargas aprisionadas em ambos lados geram um campo elétrico que

inviabiliza a passagem de mais elétrons do lado n para o lado p, alcançando um

equilíbrio no momento em que o campo elétrico forma uma barreira capaz de

impedir os elétrons livres remanescentes no lado n (CÂMARA, 2011).

Se porventura a junção pn for exposta a fótons com energia maior que o

gap, serão gerados elétron-lacuna. Caso isso ocorra na região onde o campo

elétrico é diferente de zero, as cargas se deslocam, gerando assim, uma

diferença de potencial nas extremidades do semicondutor. Caso sejam

conectadas entre si, desencadeará na circulação de elétrons – o que caracteriza

corrente elétrica. Esta é a base do funcionamento das células fotovoltaicas, que

é mostrado na figura abaixo (CÂMARA, 2011).

Fonte:(CÂMARA, 2011)

Figura 7 - Representação do efeito fotovoltaico.

26

Figura 9 - Diferenciação entre célula, módulo e painel fotovoltaico.

Figura 8 - Representação do funcionamento do material semicondutor sob influência de elementos p e n.

Fonte: (ELETRÔNICA PT, 2018)

3.5 Módulos Fotovoltaicos

O módulo fotovoltaico é um conjunto de células solares interligadas e

encapsuladas em um sistema de geração compõe a base do sistema gerador

nas instalações solares fotovoltaicas. Dessa forma, tem-se que os painéis

fotovoltaicos são conjuntos de módulos solares. Na figura 9, ressalta-se a

diferença:

Fonte: (https://vetorial.eng.br/ola-mundo/, 2020)

27

A tensão de operação do sistema em CC será determinada pela

quantidade de módulos conectados em série, enquanto a corrente do gerador é

estabelecida pela conexão em paralelo de painéis individuais ou de strings; como

se denomina o conjunto de módulos conectados em série.

A soma da potência nominal dos módulos individuais equivale à potência

instalada, comumente especificada em CC. A potência nominal de cada módulo,

cuja unidade é o Wp (Watt-pico), equivale à potência alcançada pelo painel ao

submeter-se às condições convencionadas pelo teste STC (Standard Test

Conditions). Essas condições padrão de teste são definidas para 25ºC de

temperatura da célula, 1000 W/m² de irradiância e espectro de massa de ar de

1,5. A potência máxima é alcançada quando obtém-se a corrente de máxima

potência (Imp) e a tensão de máxima potência (Vmp).

Como supracitado, os materiais semicondutores são fundamentais para

que se ocorra o efeito fotovoltaico e dentre os diversos materiais existentes, os

mais requeridos são: o silício cristalino (c-Si), o silício amorfo hidrogenado (a-Si),

o telureto de cádmio (CdTe) e os compostos relativos ao disseleneto de cobre

sendo o gálio e índio (CIS e CIGS).

3.5.1 Silício Cristalino (m-Si e p-Si)

O silício cristalino é a tecnologia fotovoltaica mais produzida

comercialmente. Embora trate-se de um material robusto, confiável e eficiente, os

custos de produção de módulos solares a partir do mesmo ainda é oneroso.

Existem dois tipos de silício utilizado na produção das células fotovoltaicas:

o monocristalino (m-Si) ou policristalino (p-Si). O que nos diferem um do outro

é o grau de pureza, e, consequentemente, a eficiência que possuem.

O silício monocristalino é gerado através de um banho de silício fundido

de alta pureza em reatores sob atmosfera controlada e de forma lenta, originando

um único cristal que, a posteriori, será lapidado, polido e laminado em seções

menores. Devido à sua grande pureza acompanhada de um processo complexo,

sua fabricação apresenta custos elevados embora sua eficiência seja mais alta,

entre 14% e 21%. Suas células são arredondadas, e seus painéis apresentam

bom funcionamento em dias nublados.

O processo de geração do silício policristalino é mais simples e apresenta

determinado nível de impureza já que seu resultado é dado por múltiplos cristais

28

Figura 10 - Módulo Monocristalino x Módulo Policristalino.

pequenos, mediante ao seu método de fundição feito a partir de blocos. Por

conta da impureza, a eficiência reduz-se para 13% a 18%, bem como os custos

de produção.

Fonte: (https://vetorial.eng.br/ola-mundo/, 2020)

3.5.2 Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si)

O silício amorfo tem essa denominação por não apresentar aspecto

cristalino, entretanto, independente disso, conserva sua capacidade

semicondutora. A geração do a-Si ocorre a uma temperatura de 300ºC, em

processos de plasma, que gera um produto mais flexível, inquebrável, leve e com

superfícies curvas, tornando sua utilização multifacetada possibilitando que

sejam depositados sobre substratos de baixo custo, como vidro, aço inox e

plástico (RÜTHER, 2004).

As células solares de silício amorfo apresentam menor eficiência em

relação às de silício cristalino – na ordem de 6% (Esteves, 2014) a 10% (Pinho

& Galdino, 2014), quando comparado com a média de até 14. Entretanto, por

apresentar custos consideravelmente baixos, tem grande aplicabilidade em

grandes áreas para instalação, podendo, até mesmo, compensar a perda de

eficiência com maior número de módulos.

29

Figura 11 – Módulo feito a partir de a-Si.

Fonte: (RÜTHER; 2004)

3.5.3 Telureto de Cádmio (CdTe)

As células solares de CdTe originam-se da deposição do material,

produzido a 400ºC, em conjunto com o cloreto de cádmio (CdCl2) e gás oxigênio.

Possuem eficiência de geração de energia superior ao a-Si e despesas de

produção inferiores ao c-Si. (RÜTHER, 2004)

Todavia existem ressalvas ambientais e econômicas quanto ao manuseio

desse material em razão da toxicidade do cádmio e da baixa abundância do

telúrio. Conforme aludido, as células apresentam alta eficiência, podendo atingir

até 16,7%, enquanto os módulos comercializados atualmente alcançam uma

faixa de 14,4% (Pinho & Galdino, 2014).

Figura 12 - Módulos fotovoltaicos utilizando CdTe.

Fonte: (Estacionamento solar – Centro de Capacitação UFSC)

30

3.5.4 Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio (CIS e CIGS)

O manejo de painéis fotovoltaicos feitos a partir de disseleneto de cobre

e índio (CIS) e disseleneto de cobre, gálio e índio (CGIS) apresentam eficiências

relativamente elevadas, em torno de 12%. (Rüther, 2004; Pinho & Galdino,

2014). No entanto, ambos compostos são sujeitos às mesmas intempéries do

CdTe: a pouca disponibilidade dos elementos e suas respectivas toxicidades.

Embora haja essas dificuldades, os módulos desses compostos

apresentam o melhor rendimento na classe dos filmes finos comerciais.

(RÜTHER, 2004).

3.6 Características Elétricas dos Módulos Fotovoltaicos

Nos módulos fotovoltaicos, a tensão elétrica depende de sua corrente e

vice-versa. A operação do módulo reage ao que está conectado aos seus

terminais: diante de um aparelho que consome muita corrente, a tensão de saída

atenuará; já se a carga conectada consome pouca corrente, a tensão do módulo

aumentará, tendendo à tensão máxima do módulo – de circuito aberto.

A seguir, tem-se a relação entre a tensão e a corrente de saída de um

módulo, e a relação entre a tensão e a potência em um módulo de silício

cristalino.

Fonte: (PINHO; GALDINO, 2014)

Figura 13 – Curvas I-V e P-V de uma célula fotovoltaica de silício cristalino.

31

Onde:

• ISC: a corrente de curto circuito;

• VOC: a tensão de circuito aberto, ou máxima tensão que o

módulo alcança, que é aquela medida quando não existe nada

conectada ao módulo;

• PMP : ponto de máxima potência refere-se ao valor de potência

máxima do módulo e onde deve operar;

• IMP : valor da corrente quando o módulo está operando em seu

ponto de máxima potência;

• VOC: tensão de operação quando o módulo se encontra em seu

ponto de máxima potência.

Para a obtenção dos valores de tensão e correntes que o sistema

demanda os dispositivos fotovoltaicos são associados em série e/ou paralelo.

Nas associações em série, o terminal positivo de um dispositivo liga-se ao

negativo de outro, e assim sucessivamente. Quando os dispositivos são

idênticos e submetidos ao mesmo nível de irradiância, pautado na lei de Kirchoff,

as tensões somam-se e a corrente elétrica permanece a mesma.

Entretanto, nas associações em paralelo os terminais positivos conectam-

se um no outro, assim como os terminais negativos, o que permite que as

correntes elétricas sejam somadas e a tensão permaneça a mesma.

Abaixo, tem-se o comportamento das curvas I-V de duas células

fotovoltaicas de silício cristalino para conexão em série e em paralelo.

32


A conexão dos módulos fotovoltaicos em série e, posteriormente, em

paralelo resulta na soma da tensão de saída, bem como da corrente gerada,

convertendo em maior potência.

O funcionamento dos módulos também pode receber interferência que

princípios naturais. Segundo (VILLALVA; GAZOLI, 2012), a corrente elétrica que

o módulo fotovoltaico pode fornecer depende diretamente da intensidade da

radiação solar que incide sobre suas células. Ao passo que o aumento da

irradiância solar acarreta o aumento da corrente elétrica, a tensão de circuito

aberto aumenta logaritmicamente. Todavia, se a incidência de luz é baixa, a

corrente que o módulo gera é pequena, prejudicando o potencial de geração de

energia.

Figura 14 - Curvas I-V de duas células fotovoltaicas de silício cristalino quando conectadas (a) em série e (b) em paralelo.

33


O aumento da irradiância solar incidente e/ou da temperatura ambiente é

capaz de aumentar, também, a temperatura da célula, diminuindo sua eficiência

(PINHO; GALDINO, 2014). Enquanto o aumento de temperatura provoca uma

diminuição da tensão da célula, sua corrente tem uma elevação ínfima que não

compensa a perda que a diminuição da tensão induz.


3.7 Sistemas Fotovoltaicos

Os sistemas fotovoltaicos são sistemas responsáveis pela geração de

energia através da irradiância solar. Distintivamente das grandes usinas

geradoras que produzem energia em regiões usualmente distantes dos centros

consumidores, esses sistemas geram energia de forma descentralizada visto

que suas unidades de consumo estão próximas à geração. São constituídos por

Figura 15 - Influência da radiância solar na curva I-V de uma célula fotovoltaica de silício cristalino na temperatura de 25ºC.

Figura 16 - Influência da temperatura na curva I-V de uma célula fotovoltaica de silício cristalino para irradiância de 1000W/m².

34

módulos fotovoltaicos, inversores, dispositivos de proteção, controladores de

carga e sistema de fixação e suporte dos módulos.

De acordo com a NBR 11704:2008 referente à sistemas fotovoltaicos,

existem duas formas de classificar os sistemas conforme a interligação ou não

com o sistema público de fornecimento de energia elétrica, podendo ser:

a) Isolado (off grid): Configurado a partir de baterias responsáveis pelo

armazenamento da energia, disponível em momentos de intermitência - à noite

ou em período de baixa incidência solar, por exemplo -, por serem normalmente

utilizados em regiões onde não há abastecimento de rede pública de energia

elétrica.

b) Conectado à rede elétrica (on grid): Neste tipo de sistema, não há

necessidade do uso de baterias que armazenem energia, usa-se, basicamente,

inversores e painéis fotovoltaicos. Caso a geração de energia através do painel

fotovoltaico seja acima da demanda de uso no local no momento, o saldo é

enviado para a rede elétrica da concessionária. No entanto, diante de possível

intermitência de radiação solar, é a concessionária que supre as necessidades

energéticas do local no momento.

No tocante a configuração do gerador fotovoltaico, a classificação é em

simples – quando a fonte de energia é, somente, os geradores fotovoltaicos – e

híbridos – quando há outro gerador, que não o fotovoltaico, para abastecimento

das necessidades energéticas do local.

Retirada da norma NBR 11704:2008, na tabela 2 consta os tipos de

sistemas fotovoltaicos, enquanto a figura 17 diferencia os sistemas fotovoltaicos

quanto a sua ligação na rede elétrica da concessionária, off grid e on grid.

35

Figura 17 - Diferença entre sistema off grid – à esquerda – e on grid – à direita.

Fonte:(https://www.solarfonte.com.br/sites/default/files/u5/sistema_ongrid_offgrid.png, 2020)

Tabela 2 - Tipos de Sistemas Fotovoltaicos

Fonte:(ABNT, 2020)

36

3.7.1 Dimensionamento de um Sistema Fotovoltaico ON GRID

Para que o dimensionamento de um sistema fotovoltaico seja feito, faz-se

necessário o levantamento de dados como a demanda de energia a ser suprida,

a disponibilidade da área para instalação dos módulos, incidência solar no local

e orientação angular.

Com base na metodologia de Pinho & Galdino (2014) e levando em conta

um sistema sem seguimento solar, ou seja, fixo; as etapas seguidas para a

elaboração do projeto de um sistema fotovoltaico comercial/residencial são:

I. Levantamento do recurso solar disponível na região;

II. Definição do local de instalação e configuração do sistema;

III. Levantamento da demanda a ser suprida;

IV. Dimensionamento do sistema gerador fotovoltaico;

V. Dimensionamento do inversor.

3.7.1.1 Levantamento do recurso solar disponível na região

Decorrente da característica primordial que a irradiação solar detém no

desenvolvimento do sistema, o gerador fotovoltaico é diretamente influenciado

pela mesma, e pela temperatura dos módulos.

Diante da possível intermitência da irradiação, decursiva de

sombreamentos, em um curto período de tempo pode ser causada uma

significativa redução de energia gerada, ao passo que a mudança de

temperatura é mitigada pela capacidade térmica que os equipamentos utilizados

apresentam.

Os dados de irradiação solar média são fornecidos pela CRESESB por

região brasileira. Para realização dos projetos descritos neste trabalho, foram

indispensáveis os dados dos municípios de Rio Verde do Mato Grosso/MS e de

Rio Negro/MS do ano de 2019, descritos nas tabelas 3 e 4, para que o

dimensionamento dos sistemas tivesse êxito.

Tabela 3 - Dados de irradiação solar média em Rio Negro/MS Ang. Irradiação Solar Média Mensal (kWh/m².dia)

(º) JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ MÉDIA

0º 5,53 5,74 5,43 4,94 4,13 3,95 4,10 4,89 5,06 5,49 5,85 6,06 5,10

18º 5,07 5,49 5,54 5,47 4,90 4,89 4,98 5,61 5,31 5,36 5,41 5,46 5,29

37

Tabela 4 - Dados de irradiação solar média em Rio Verde do Mato Grosso/MS

Ang. Irradiação Solar Média Mensal (kWh/m².dia)

(º) JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ MÉDIA

0º 5,57 5,60 5,30 4,91 4,17 3,99 4,19 4,98 5,12 5,52 5,76 5,91 5,09

19º 5,10 5,35 5,39 5,41 4,93 4,92 5,08 5,70 5,37 5,37 5,32 5,32 5,27

Fonte: CRESESB (2019)

Para que possa ser estimada a produção de energia elétrica é ideal que

se aplique o valor médio de irradiação solar, visto que existe variação de

incidência solar ao longo do ano ou por descontinuidades distintas.

3.7.1.2 Definição do local de instalação e configuração do sistema

A escolha do local de instalação dos painéis fotovoltaicos necessita da

demarcação da área disponível e, também, do reconhecimento da arquitetura

completa do local. A posição dos painéis considera potenciais elementos que

causem sombreamento e/ou superfícies reflexivas posto que sua existência

impacta diretamente a eficiência do painel (Pinho & Galdino, 2014).

A eficácia do sistema está intimamente ligada à inclinação que os raios

solares formam com as placas. Quando essa inclinação forma 90º diz-se que

está posicionada em um “ângulo ótimo” para a geração; já Botezelli (2015) alega

a presença de uma perda de 3 a 8% na eficiência do sistema quando o mesmo

está orientado no sentido NO/NE e de até 20% na orientação L/O.

Figura 18 - Diferentes angulações de irradiação solar em sistemas fotovoltaicos.

Fonte:(Balfour, 2020)

38

Durante o período de verão – caracterizado por maior incidência solar – o

ângulo de inclinação dos raios solares é o mesmo que a relação entre a latitude

local e a linha do Equador (Balfour, 2016). Essa inclinação é, aproximadamente,

de 18º para o município de Rio Verde do Mato Grosso e 19º para o município de

Rio Negro; tratando-se, também, do valor do ângulo ótimo utilizado na instalação

do sistema.

Nota-se que o valor de ângulo ótimo se confirma nas tabelas 3 e 4, uma

vez que durante os meses que ocorrem menor índice de chuvas e maior índice

de radiação solar, de março a setembro, os valores de radiação são superiores

a 18º e 19º em comparação aos de 0º. Normalmente, as instalações seguem a

inclinação do telhado onde serão colocados os painéis por questões práticas;

nesses casos específicos, como os projetos tratavam-se de telhados sem

inclinação alguma, foram utilizados suportes com inclinação de

aproximadamente 18º em Rio Verde e, respectivamente, 19º em Rio Negro.

A eficiência do sistema pode ser comprometida diante de possíveis

sombreamentos. Este agravo provém do fato de que, em uma associação em

série de células, caso uma dentre estas receba incidência solar inferior, sua

corrente será restringida, impactando, dessa forma, toda a corrente do sistema.

Se, porventura, em um modelo suposto com 4 módulos ocorrer um

sombreamento de 50% de uma única célula, como visto na figura 19, a corrente

total do sistema pode ser reduzida em 50% - denotando que a razão do

sombreamento não é proporcional à redução da corrente.

Figura 19 - Curva de Perda de Produção por Sombreamento.

Fonte:(Balfour, 2020)

39

3.7.1.3 Levantamento da demanda a ser suprida

A escolha do local de instalação dos painéis fotovoltaicos necessita da

demarcação da área disponível e, também, do reconhecimento da arquitetura

completa do local. A posição dos painéis considera potenciais elementos que

causem sombreamento e/ou superfícies reflexivas posto que sua existência

impacta diretamente a eficiência do painel (Pinho & Galdino, 2014).

A quantidade de energia necessária a ser gerada para que seja viável o

atendimento do consumo médio do local é um dos fatores fundamentais no

dimensionamento do sistema fotovoltaico. Para obtenção da exata quantidade,

usa-se o consumo médio do histórico dos últimos doze meses da unidade

consumidora onde o gerador fotovoltaico será instalado.

�� =�� ∗ �� ∗ �

1000

(1)

A equação 1 consiste no consumo de um aparelho, onde:

• Cm é o consumo médio mensal por aparelho, em kWh/mês;

• Pe é a potência nominal do equipamento, em W;

• Nd é o número de horas/dia que é utilizado;

• E Dm, número de dias/mês que é utilizado.

A utilização dessa fórmula pode não convir na realidade, devido ao fato

de que alguns equipamentos apresentam funcionamentos não-contínuos. De

qualquer forma, é a partir da listagem dos aparatos que serão assistidos pelo

sistema fotovoltaico, calculado um a um seu respectivo consumo, que se

encontra o consumo diário total por meio da somatória dos consumos individuais.

Todavia, caso a unidade consumidora onde o sistema será inserido

manifeste um consumo estabelecido, torna-se viável tomar como referência o

consumo médio das faturas anteriores, normalmente dos últimos 12 meses.

3.7.1.4 Dimensionamento e arranjo do setor fotovoltaico

A Resolução Normativa nº 482/2012 (ANEEL) define as condições as

possibilidades de acesso de micro e mini geração aos sistemas de distribuição

de energia elétrica e, especificamente, seu Art. 7º, inciso I, expõe os valores

mínimos que devem ser cobrados de acordo com o custo de disponibilidade para

o tipo de consumidor. O custo mínimo de disponibilidade equivale a 30kWh em

ligações monofásicas ou bifásicas a dois condutores, 50kWh para ligações

40

bifásicas a três condutores e 100kWh para ligações trifásicas (ANEEL, 2012);

sendo estes os valores que poderão ser descontados no montante dimensionado

para consumo no sistema fotovoltaico residencial/comercial.

A potência do gerador fotovoltaico pode ser determinada através da

seguinte equação:

�� =� ∗ ��

�� ∗ ��

(2)

Onde:

• Ppeak trata-se da potência de pico do painel fotovoltaico, em kWp;

• E é a energia a ser produzida pelo painel frente ao consumo diário,

em kWh/dia;

• Pcol é a irradiação de referência – sendo adotada 1 kW/m²,

• Gpoa é a irradiação média no local em função da inclinação adotada

da placa, em kWh/m².dia; e

• PR é um fator adimensional de eficiência do sistema. Em locais

arejados e ausentes de sombreamento, o PR varia de 70 a 80%

nos sistemas fotovoltaicos. (Almeida, 2011; Pinho & Galdino, 2014;

EPE, 2016).

Feito o cálculo supracitado, o próximo passo é a escolha do material das

células fotovoltaicas, que disponha de um bom custo-benefício e seja disponível

na região.

Como já visto, os módulos fotovoltaicos podem ser conectados em série

e/ou paralelo para obtenção da corrente e tensão requeridas. Compreendendo

estes valores necessários para string em função da potência do inversor, é

aferido a quantidade média de placas através da equação 3 para ligações em

série, e equação 4 para ligações em paralelo:

� = ��

��

(3)

� = ��

� ∗ ��

(4)

Onde:

• n é o número de painéis em série;

• m é o número de painéis em paralelo;

41

• Vstring é a tensão necessária na string, em V;

• Vpainel é a tensão nominal por painel,em V;

• Pinv é a potência do inversor, em W; e

• Ppainel é a potência de cada painel, em W.

Somente diante da hipótese da área disponível de instalação ser

insuficiente, é que leva-se em consideração a tecnologia empregada na

confecção do módulo fotovoltaico (Pinho & Galdino, 2014).

3.7.1.5 Dimensionamento do inversor

O inversor é um equipamento que converte corrente contínua (CC) em

corrente alternada (CA). Para que possa dimensioná-lo, é preciso saber a

potência do gerador fotovoltaico (Ppeak) e os aspectos do módulo que será

instalado.

É crucial haver cautela com a tensão oriunda dos módulos fotovoltaicos,

visto que essa é a tensão de entrada do inversor, em relação à faixa de operação

determinada pelo fabricante. Essa faixa de operação está entre a tensão de

partida do inversor, valor mínimo, e a máxima tensão de entrada, onde valores

superiores a mesma provocam queima no equipamento.

Como explicitado anteriormente, a irradiação solar e a temperatura dos

módulos influenciam diretamente o funcionamento do gerador fotovoltaico.

Portanto, bruscas alterações na temperatura do local. Contudo, condições

extremas de mudança de temperatura devem ser utilizadas para mensurar a

confiabilidade de operação do gerador.

Segundo Lima, Garcia & Rosa (2017):

A máxima tensão do sistema ocorre quando o painel

FV está ainda em circuito aberto (Voc) em baixas

temperaturas. Isto pode acontecer durante o período de

inverno, ainda no nascer do sol, quando a tensão do sistema

se eleva em função da baixa temperatura do gerador FV, e

o inversor ainda não se conectou a rede. (...)

Caso a tensão do painel se reduza abaixo da mínima

tensão de MPPT – correspondente ao ponto de máxima

potência – do inversor, a sua eficiência ficará comprometida

e poderá provocar a sua desconexão. Da mesma forma nos

42

períodos frios, a tensão de potência máxima da série FV na

mínima temperatura de operação prevista deve ser inferior a

tensão máxima de operação do MPPT do inversor.

Deve ser realizado o levantamento da temperatura de referência –

máxima e ambiente – do módulo fotovoltaico escolhido, do coeficiente de VOC da

placa, da voltagem de circuito aberto (VOC) e de operação (VMP) do equipamento.

Em conformidade com Lima, Garcia & Rosa (2017), para operação em

temperaturas frias, tem-se as equações:

∆�!" = #$%&�!" ∗ �!" ∗ ∆' (5)

�!"()��) = �!" + ∆�!" (6)

E, em condições de operação em temperaturas quentes, tem-se:

∆�,- = #$%&�!" ∗ �,- ∗ ∆' (7)

�,-(� ��) = �,- − ∆�,- (8)

A diferença de temperatura entre a referência do módulo fotovoltaico,

geralmente tratando-se de 25ºC, e o extremo térmico analisado é o ∆t.

O número máximo de módulos em série a ser instalado é definido pela

razão entre a tensão máxima suportada pelo inversor e o VOC no dia de menor

temperatura, ao mesmo tempo que o número mínimo de módulos determina-se

por meio da razão da tensão mínima de operação pelo MPPT e Vmp do dia de

maior temperatura.

3.8 Geração Distribuída

Define-se geração distribuída a produção de energia elétrica

descentralizada. Tem como característica principal a produção junta ou próxima

dos consumidores, aliada à possibilidade de comunicar-se com a rede,

negociando a compra e/ou venda de insumo energético.

Cada vez mais os consumidores alegam sério interesse em reduzir os

gastos com eletricidade, simultâneo à garantia de confiabilidade do sistema, seja

em questão tributária ou na continuidade do serviço. Estes necessitam de

reavaliações na forma como operam os serviços de concessão e permissão de

energia elétrica é concedida, enaltecendo o papel do Estado em atender à

sociedade.

43

As políticas públicas no país foram fundamentais no incentivo ao mercado

de energia solar, e destas decorreram a notoriedade que o setor de geração

distribuída angariou. Com isso, sua ascensão progressiva contraiu o

aprimoramento de tecnologias utilizadas na exploração de energia de fontes

renováveis, um olhar consciente nas soluções que essas fontes renováveis

poderiam trazer para os problemas ambientais e o avanço na tecnologia

eletrônica, que suscitou redução nas despesas de sistemas de controle,

processamento e transmissão de dados que propiciam operação de sistemas

elétricos substanciais.

Toda essa conjuntura, além de adquirir incontáveis benefícios para o setor

elétrico, também torna cada vez mais atrativo o investimento na geração

distribuída. Dentre esses benefícios encontram-se:

• Redução de custos e investimentos em subestações de

transformação, além de redução de perdas nas linhas de

transmissão e distribuição;

• Os investimentos privados que o setor permite, tendenciado à

ampliação de geradores contribuintes com o setor elétrico

(COGEN, 2013);

• Eficácia no atendimento em vista do crescimento da demanda por

exigir menor tempo de implementação comparado aos reforços

eventuais que a geração centralizada carece;

• Atendimento paralelo ao crescimento da demanda, diminuindo os

prazos e complexidade no licenciamento e liberação para novos

projetos; (COGEN, 2013);

• Devido às reservas, consequente maior estabilidade do sistema

elétrico nacional (INEE, 2001);

• Desenvolvimento de própria regulamentação jurídica que contribui

para investimentos comerciais no mercado energético;

• Redução dos gases de efeito estufa;

• Em vista do porte de instalações ser menor, resulta na diminuição

dos impactos ambientais, como, por exemplo, a baixa do

desmatamento;

44

• Proporciona uso conveniente dos recursos renováveis, entre

outros.

Embora exista todo esse contexto propício para concepção de uma rede

caracterizada por geração distribuída, sua admissão no setor elétrico ocasiona

bastante discussão. Essas discussões permeiam questões como o fato da

concessionária transportadora de energia não ser a compradora, a

complexidade do planejamento do setor e seus respectivos procedimentos, o

provável aumento do preço de fornecimento de energia pelas distribuidoras

tendo em vista a eventual redução da utilização de suas instalações e, também,

a remuneração de investimentos provenientes da interconexão para as

concessionárias. (INEE, 2001).

3.9 Análise de Payback e Viabilidade Econômica

A elaboração de um sistema fotovoltaico que efetue o abastecimento

comercial deve integrar, também, a análise do investimento necessário para sua

execução.

Lança-se mão de estimar a viabilidade da instalação a partir da análise de

retorno do investimento, ou payback. Essa técnica pressupõe o tempo

necessário para que os ganhos angariados com o sistema se igualem ao valor

de seu investimento e pode ser simplificada através da equação abaixo:

/0120#3 = ��

��

(9)

Onde:

• VINV é o valor investido; e

• VRET é o valor de retorno por período analisado.

O período analisado, geralmente, se dá em anos, concedendo a noção de

liquidez e maior garantia da vantagem econômica que a instalação garante ao

investidor.

Nessa análise, no ensejo de torná-la mais realista, podem ser inseridas

variáveis como o valor médio anual da inflação no custo da energia, eventuais

custos de manutenção e tempo de vida dos equipamentos, entre outros.

Desenvolve-se o payback com auxílio de uma tabela onde possa ser

comparado os ganhos e perdas gerados ao longo do tempo, até atingir o valor

de equiparação entre o valor investido e o retorno.

45

4 METODOLOGIA

A realização desse trabalho foi amparada em dois projetos de painéis

fotovoltaicos, cada qual correspondendo a um posto de gasolina, um localizado

na cidade de Rio Verde do Mato Grosso e o outro na cidade de Rio Negro, ambos

da mesma empresa no estado de Mato Grosso do Sul. Com base nas

informações do capítulo anterior, intui-se otimizar os módulos fotovoltaicos e os

inversores de frequência diante das características elétricas e ambientais que a

área concebe.

Ambas unidades consumidoras pertencem à classe comercial – por

tratarem-se de postos de gasolina –, conexão trifásica em 127/220V, potência

instalada de 35kW e disjuntores instalados junto ao padrão de 100 A. Entretanto,

a unidade localizada em Rio Verde do Mato Grosso, Auto Posto Cachoeiras,

possuía ramal do tipo subterrâneo a favor da rede e a localizada em Rio Negro,

Auto Posto Rio Negro, aéreo, também, a favor da rede.

Utilizou-se o software Google Earth para obtenção exata das imagens

satélite das regiões, mostrada logo abaixo nas Figura 20 e Figura 21.

Figura 20 – Área em Rio Verde/MS onde serão instalados os módulos fotovoltaicos.

46

Figura 21 - Área em Rio Negro/MS onde serão instalados os módulos fotovoltaicos.

Consoante com o descrito anteriormente dimensionamento de um sistema

fotovoltaico comercial ligado à rede, necessita-se do aparelhamento de

determinados dados para que o sistema seja modelado e, posteriormente, para

cálculo da viabilidade econômica do investimento. Estabeleceu-se as etapas do

projeto a serem seguidas:

• Levantamento do recurso solar disponível nos municípios de Rio

Verde do Mato Grosso e Rio Negro, bem como nas próprias

localidades sob a possível influência de sombreamentos;

• Levantamento das demandas a serem providas;

• Definição do local da instalação (área disponível) e a configuração do

sistema, como posicionamento das placas e sua inclinação;

• Dimensionamento dos módulos fotovoltaicos e dos inversores;

• Cálculo do tempo de retorno do investimento.

4.1 Levantamento do consumo médio mensal

No intuito de determinar o consumo médio mensal dos postos de gasolina,

obteve-se o histórico de consumo dos últimos 12 meses anteriores aos projetos

angariando suas médias. No Auto Posto Cachoeiras, a média do consumo foi de

1979 kWh; já no Auto Posto Rio Negro, a média foi de 1615 kWh. Observa-se

nas figuras 22 e 23 a ausência de grandes oscilações nas medições mês a mês,

47

tornando viável a média fornecida pela concessionária, descartando o

levantamento empírico de consumo por equipamento presente no sistema.

Figura 22 - Fatura de Energia Auto Posto Cachoeiras ref. 11/2019

Fonte: (ENERGISA; 2020)

48

Figura 23 - Fatura de Energia Auto Posto Rio Negro ref. 11/2019

Fonte: (ENERGISA; 2020)

Apesar da soma do consumo mensal das duas unidades consumidoras

ser de 3594 kWh, os proprietários dos postos solicitaram a realização de projetos

de sistemas fotovoltaicos que proporcionassem o suprimento da demanda

exigida, também, por outras sete unidades consumidoras pelas quais se

responsabilizam.

49

O Auto Posto Cachoeiras, além de seu próprio consumo, transferirá saldo

energético para as seguintes unidades:

• UC – 1: Localizada na Rua Afro Puga, 147, Ap. 603, Mata do

Jacinto, na cidade de Campo Grande/MS. Consumo médio mensal

de 500 kWh.

• UC – 2: Localizada na Rua Dr. Zerbini, 850, Sala 01, Chácara

Cachoeira, na cidade de Campo Grande/MS. Consumo médio

mensal de 300 kWh.

• UC – 3: Localizada na Travessa Nestor Moreira. 126, Jardim São

Bento, na cidade de Campo Grande/MS. Consumo médio mensal

de 1300 kWh.

• UC – 4: Localizada na Rua Usi Tomi, 306, Carandá Bosque, na

cidade de Campo Grande/MS. Consumo médio mensal de 800

kWh.

• UC – 5: Localizada na Avenida Presidente Tancredo Neves, 950,

Centro, na cidade de Eldorado/MS. Consumo médio mensal de 500

kWh.

E o Auto Posto Rio Negro, além de seu próprio consumo, transferirá saldo

energético para as seguintes unidades:

• UC – 6: Localizada na Avenida Irineu de Souza Araújo, 980, Jardim

Eldorado, na cidade de Nova Alvorada do Sul/MS. Consumo médio

mensal de 3.000 kWh.

• UC – 7: Localizada na Avenida Aureliano Moura Brandão, 1520,

Parque Estoril 4, na cidade de Ribas do Rio Pardo/MS. Consumo

médio mensal de 1.000 kWh.

A soma do consumo mensal de todas as nove unidades consumidoras,

incluindo os postos, resulta em, aproximadamente, 10.994 kWh. Em função

disso, o desenvolvimento da implantação dos sistemas fotovoltaicos foi realizado

com base em um consumo mensal total de 11.000kWh.

50

4.2 Escolha dos locais de instalação e configurações dos sistemas

Tendo em vista que o Brasil está localizado no hemisfério sul, a orientação

que os módulos fotovoltaicos devem possuir é para o norte, com inclinação

próxima à latitude do município, sendo 18º e 19º as inclinações ótimas para,

respectivamente, Rio Verde do Mato Grosso e Rio Negro.

A figura abaixo permite que sejam vistas as inclinações que as telhas

possuem no posto de Rio Verde. A seta amarela corresponde a direção norte e

a seta azul, a direção sul. As placas solares foram colocadas nas áreas A, B e

C. Pode ser observado que a única área que está orientada para a direção norte

é a área B, as demais – área A e C – estão orientadas para o sul.

Figura 24 - Telhado do Auto Posto Cachoeiras em Rio Verde do Mato Grosso - MS.

Fonte: (WB Energy, 2019)

À vista disso, as placas posicionadas na região B requereram instalação

de estrutura rente à inclinação do telhado, pois este já está direcionado para o

norte e possui uma inclinação angular em torno do necessário para produção

ótima.

Já, pelo fato das regiões A e C estarem direcionadas para a direção sul,

foi necessário que a instalação das estruturas tivesse suportes que

configurariam a inclinação ideal com orientação para o norte.

No caso da implementação do sistema em Rio Negro, tem-se a figura

abaixo com as regiões A, B, C e D, onde foram inseridos os módulos, sinalizadas.

Da mesma forma que na figura anterior, as setas amarelas estão direcionadas

51

Figura 25 - Telhado do Auto Posto Rio Negro em Rio Negro - MS.

para o norte e as azuis, para o sul; permitindo observar que as áreas orientadas

para o norte são B e D, e para o sul, A e C.

A

A

B

C

D

Fonte: (WB Energy, 2019)

Equitativamente à forma como foram postas as placas no posto em Rio

Verde, as placas instaladas nas regiões B e D requereram instalação de

estrutura rente à inclinação do telhado, pelo mesmo motivo anterior, devido a

seu direcionamento para o norte em um declive angular próximo ao ângulo ótimo.

Isto posto, as regiões A e C demandaram estruturas que tivessem

suportes no tamanho padrão que estabelecessem a inclinação ideal dos

módulos voltada para a região norte.

52

5 RESULTADOS E DISCUSSÃO

De modo a atender ao consumo total de energia elétrica solicitada pelo

requerente, sendo essa de, aproximadamente, 11.000kWh, dividiu-se esse pela

metade, para que cada posto gerasse, por fim, 5.500kWh. Para que o cálculo da

potência do módulo fotovoltaico seja realizado é indispensável saber a taxa de

disponibilidade de acordo com a Resolução 482/2012 da ANEEL – sendo essa

de 100kWh para ambientes trifásicos a 4 condutores. Posto isso, encontra-se a

demanda diária de ambos postos:

(5500 − 100) ∗ 12365

= 177,53 3:ℎ/=>0

Como mostrado anteriormente na escolha do local de instalação, a

inclinação das placas seguiu o ângulo da cobertura nas regiões orientadas para

o norte, na ordem de 19º aproximadamente, e nas regiões com orientação sul, a

inclinação se manterá a mesma sendo que foram inseridos suportes com essa

finalidade nas estruturas.

De acordo com as Tabelas 3 e 4, retira-se o valor de irradiação solar

média para o cálculo da potência de pico utilizada no dimensionamento do

painel. Devido a proximidade dos valores médios das duas cidades, assumiu-se

valor médio de 5,2 e uma eficiência de 80% da performance do sistema

fotovoltaico, resultando na seguinte equação:

�� =� ∗ ��

�� ∗ ��=

177,53 ∗ 15,2 ∗ 0,8

= 42,67 3:/

5.1 Escolha do módulo fotovoltaico e do equipamento de

condicionamento de potência

Tendo conhecimento do valor da potência de pico necessária, escolhe-se

o módulo fotovoltaico e o inversor que assista às necessidades do local e que

evidenciem um bom custo-benefício. A empresa que executou o projeto

empregou equipamentos de fabricação brasileira, e, por meio disso, optou-se por

inversor e módulos fotovoltaicos disponíveis pelo fabricante.

Escolheu-se o módulo fotovoltaico da empresa Jinko Solar, com 330W de

potência máxima, formado a partir de silício policristalino, código JKM330PP-72.

As especificações técnicas estão no apêndice A. Abaixo tem-se os fundamentos

essenciais para o cálculo do arranjo em conformidade com o inversor a ser

53

escolhido que atendam as equações 5 e 8 – possuindo cada módulo uma tensão

de operação (Vmp) de 37,8V e tensão de circuito aberto (VOC) de 46,9V

considerando temperatura ambiente de 25º e um coeficiente de variação de

tensão (∆VOC) de 0,31%/ºC.

Amparado na potência máxima do módulo, consegue-se obter o número

de placas solares necessárias para suprir a demanda, que será:

42670:/330:/

= 129,30 ≅ 130 /C0#0D

Entretanto, foram instalados 132 módulos para cada posto, resultando em

264 placas solares. Isso se deu devido à capacidade do inversor que foi

escolhido – o que será explicitado a posteriori.

Figura 26 - Especificações técnicas do módulo fotovoltaico JKM330PP-72.

Sabendo o número de módulos e sua potência máxima individual, o

inversor deverá atender o valor de 130 ∗ 330 = 42,93:/. Para a geração desse

valor, o fabricante apresentou a opção de utilizar um inversor com potência CA

de 35kW, tendo potência máxima de 43750Wp, modelo PHB35K-MT. O uso

desse inversor exigiu a utilização de mais dois módulos pois, devido ao fato de

cada MPPT obrigatoriamente possuir o mesmo número de placas em suas

strings, não atingiu o equilíbrio das strings por MPPT, necessitando que fosse

empregado o uso de 132 módulos – gerando, dessa maneira, 132 ∗ 330 =

43,563:/.

54

As especificações técnicas do inversor estão no apêndice B. A figura 27

exibe os parâmetros para o cálculo do arranjo dos módulos fotovoltaicos a ser

determinado pelas equações 5 e 8 – dispondo de uma tensão CC máxima de

800V e tensão CC de partida 200V.

Figura 27 - Especificações técnicas do inversor PHB35K-MT.

5.2 Escolha do módulo fotovoltaico e do equipamento de

condicionamento de potência

Finalmente, em posse das informações de temperatura máxima e mínima

atingida nos municípios de Rio Verde de Mato Grosso e Rio Negro, constantes

nas Tabelas 5 e 6, pode-se calcular o número mínimo e máximo de strings para

atendimento do sistema gerador.

Tabela 5 - Dados climatológicos de Rio Verde de Mato Grosso - MS.

FONTE: (https://pt.climate-data.org/america-do-sul/brasil/mato-grosso-do-sul/rio-verde-

de-mato-grosso-31806/, 1982 – 2012.)

55

Tabela 6 - Dados climatológicos de Rio Negro - MS.

FONTE: (https://pt.climate-data.org/america-do-sul/brasil/mato-grosso-do-sul/rio-negro-312792/, 1982 – 2012.

Em concordância com o supracitado, apoiado no conteúdo de Lima,

Garcia & Rosa (2017), para encontrar as condições de operação em

temperaturas fria e quente, emprega-se as equações:

• Em Rio Verde

Para temperaturas frias:

∆�!" = #$%&�!" ∗ �!" ∗ ∆'

∆�!" =0,31100

∗ 46,9 ∗ E25 − (14,8)F ≅ 1,48 �

�!"()��) = �!" + ∆�!"

�!"()��) = 46,9 + 1,48 ≅ 48,38 �

Para que seja obtido o número máximo de placas solares em série

permitido pelo inversor, realiza-se a razão entre a máxima tensão permitida no

equipamento, sendo essa 800V, e a tensão máxima do circuito aberto na menor

temperatura registrada, 48,38 V. Nesse caso, tem-se:

G%�Dã$ IáK>�0 =% ��'L0=0G%�Dã$ IáK>�0 =$ Ió=NC$

=800

48,38= 16,53 ≅ 17 /C0#0D

Para temperaturas quentes:

∆�,- = #$%&�!" ∗ �,- ∗ ∆'

∆�,- =0,31100

∗ 37,8 ∗ (85 − 25) = 7,03 �

�,-(� ��) = �,- − ∆�,- = 37,8 − 7,03 = 30,77 �

Agora, para encontrar o número mínimo de módulos em série para

operação da tensão mínima, usa-se a razão entre a tensão mínima de operação

do MPPT, essa sendo de 200V, e a tensão máxima de operação do sistema em

sua temperatura máxima:

G%�Dã$ Ií�>�0 =% ��'L0=0G%�Dã$ �$�>�0C Ií�>�0 =$ Ió=NC$

=200

30,77= 6,49 ≅ 7 /C0#0D

56

• Em Rio Negro:

Para temperaturas frias:

∆�!" = #$%&�!" ∗ �!" ∗ ∆'

∆�!" =0,31100

∗ 46,9 ∗ E25 − (15,3)F ≅ 1,41 �

�!"()��) = �!" + ∆�!"

�!"()��) = 46,9 + 1,41 ≅ 48,31 �

Com número máximo de placas solares em série de:

80048,31

= 16,55 ≅ 17 /C0#0D

E, para temperaturas quentes:

∆�,- = #$%&�!" ∗ �,- ∗ ∆'

∆�,- =0,31100

∗ 37,8 ∗ (85 − 25) = 7,03 �

�,-(� ��) = �,- − ∆�,- = 37,8 − 7,03 = 30,77 �

Com número mínimo de placas solares em série de:

20030,77

= 6,49 ≅ 7 /C0#0D

Levando em consideração a imposição de serem instalados 132 painéis

fotovoltaicos e, visando reduzir a tensão de entrada do sistema, como o inversor

apresenta 3 strings por cada MPPT e existem 4 MPPT, usou-se 11 módulos em

série em cada. Os projetos dos sistemas estão no Apêndice C – sendo este da

localidade de Rio Verde – e no apêndice D – da localidade de Rio Negro.

Figura 28 - Instalação do sistema fotovoltaico, sendo utilizado 12 strings com 11 módulos em série para cada string.

FONTE: (WB Energy, 2019)

57

A estrutura onde foram fixados os módulos nas coberturas não possuem

variações de modelo, estando padronizadas. Para o cabeamento de ligação

entre o inversor e as placas desprezou-se a queda de tensão devido a curta

distância.

Divergindo de outros inversores, o PHB35K-MT possui a string box

integrada. Conectado a ele, está o quadro de proteção CA, que compõe o kit

fornecido pelo fabricante com inversor, fazendo-se desnecessário o

dimensionamento da proteção. Esse quadro contém protetores de surto (DPS) –

175 Vca – 45 kA – para proteção contra descargas atmosféricas, chave

seccionadora de corte dos painéis fotovoltaicos (1000Vcc/32A) e caixa com grau

de proteção IP65. As ligações e diagramas unifilares estão inseridos nos

projetos.

Figura 29 - Inversor PHB35K-MT e QDCA 72.

5.3 Tempo de Retorno de Investimento (TRI)

Utilizando o conceito de payback já visto, tornou-se possível a

comparação do valor investido (VINV) com o valor de retorno por análise periódica

(VRET) com efeito de constatar a viabilidade financeira do investimento realizado,

tendo em mente o fato de que a energia elétrica é distribuída pela

concessionária.

Neste quadro, a finalidade é elucidar o período substancial para a liquidez

do investimento e, posteriormente, consequente redução de gastos ao longo dos

anos. Integrando, nessa observação, os elementos:

58

• O valor total investido de R$ 300.000,00, incluindo nesse montante o

equipamento, frete, impostos, instalação e garantida prolongada;

• O valor do kWh é R$0,79127, conforme as faturas das áreas utilizadas;

• Considerou-se um aumento de 7% do custo de fornecimento – sendo este

o valor médio que o kWh sofre de ajuste;

• Os valores aproximados dos impostos aplicados ao consumo,

considerando COFINS de 4,9955%, PIS de 1,0845% e ICMS de 20%;

• O valor total da taxa de iluminação pública de R$ 400,00/mês, constituído

por, aproximadamente, R$ 260,00/mês da unidade consumidora de Rio

Verde e R$140,00/mês da unidade de Rio Negro.

• Os valores mínimos das outras sete unidades consumidoras (esses

valores não se referem somente à iluminação pública posto que cada

unidade consumidora pode exceder a porcentagem transferida, então

usou-se um valor mínimo médio que as mesmas apresentaram) sendo

R$120,00/mês da UC-1, R$120,00/mês da UC-2, R$140,00/mês da UC-

3, R$150,00/mês da UC-4, R$120,00/mês da UC-5, R$200,00/mês da

UC-6 e R$230,00/mês da UC-7;

• Considerou-se o tempo mínimo de vida dos equipamentos, fornecido pelo

fabricante como garantia, de 25 anos;

• O valor da disponibilidade de 100 kWh segundo Resolução nº 482/2012

para as unidades trifásicas e a disponibilidade de 50kWh para as

bifásicas.

A partir dessa junção de condições montou-se a tabela 7 cujos dados

exibiram que o payback do investimento será atingido em 3 anos após a

instalação do sistema. Outrossim, o gráfico abaixo demostra o comparativo claro

dos valores gerados, elucidando sua diferença significativa, tendo levado em

conta janeiro de 2020 como ponto de partida.

59

Tabela 7 - Comparativo do valor do investimento x valor que seria destinado à concessionária (incluso as demais UCs).

VALORES ANUAIS VALORES POR PERÍODO

ANO PROJEÇÃO CONCESSIONÁRIA

PROJEÇÃO FOTOVOLTAICA

PROJEÇÃO CONCESSIONÁRIA

PROJEÇÃO FOTOVOLTAICA

2019 R$ 119.017,14 R$ 300.000,00

2020 R$ 127.348,34 R$ 17.802,02 R$ 246.365,48 R$ 317.802,02

2021 R$ 136.262,72 R$ 19.048,16 R$ 382.628,20 R$ 319.048,16

2022 R$ 145.801,11 R$ 20.381,53 R$ 528.429,32 R$ 320.381,53

2023 R$ 156.007,19 R$ 21.808,24 R$ 684.436,51 R$ 321.808,24

2024 R$ 166.927,70 R$ 23.334,82 R$ 851.364,21 R$ 323.334,82

2025 R$ 178.612,63 R$ 24.968,25 R$ 1.029.976,84 R$ 324.968,25

2026 R$ 191.115,52 R$ 26.716,03 R$ 1.221.092,36 R$ 326.716,03

2027 R$ 204.493,61 R$ 28.586,15 R$ 1.425.585,96 R$ 328.586,15

2028 R$ 218.808,16 R$ 30.587,18 R$ 1.644.394,12 R$ 330.587,18

2029 R$ 234.124,73 R$ 32.728,29 R$ 1.878.518,85 R$ 332.728,29

2030 R$ 250.513,46 R$ 35.019,27 R$ 2.129.032,31 R$ 335.019,27

2031 R$ 268.049,40 R$ 37.470,62 R$ 2.397.081,71 R$ 337.470,62

2032 R$ 286.812,86 R$ 40.093,56 R$ 2.683.894,57 R$ 340.093,56

2033 R$ 306.889,76 R$ 42.900,11 R$ 2.990.784,33 R$ 342.900,11

2034 R$ 328.372,04 R$ 45.903,12 R$ 3.319.156,37 R$ 345.903,12

2035 R$ 351.358,09 R$ 49.116,33 R$ 3.670.514,46 R$ 349.116,33

2036 R$ 375.953,15 R$ 52.554,48 R$ 4.046.467,61 R$ 352.554,48

2037 R$ 402.269,87 R$ 56.233,29 R$ 4.448.737,49 R$ 356.233,29

2038 R$ 430.428,76 R$ 60.169,62 R$ 4.879.166,25 R$ 360.169,62

2039 R$ 460.558,78 R$ 64.381,50 R$ 5.339.725,03 R$ 364.381,50

2040 R$ 492.797,89 R$ 68.888,20 R$ 5.832.522,92 R$ 368.888,20

2041 R$ 527.293,74 R$ 73.710,37 R$ 6.359.816,66 R$ 373.710,37

2042 R$ 564.204,31 R$ 78.870,10 R$ 6.924.020,97 R$ 378.870,10

2043 R$ 603.698,61 R$ 84.391,01 R$ 7.527.719,58 R$ 384.391,01

TOTAL R$ 7.527.719,58 R$ 384.391,01

60

Figura 30 - Comparativo de rendimentos no período de 25 anos.

FONTE: (A autora, 2020)

A possibilidade da localidade produzir mais do que o necessário para

consumo é assegurada pela Resolução Normativa nº 482/2012, que permite que

o restante do saldo injetado na rede de distribuição possa ser cedido a título de

empréstimo à concessionária – podendo ser resgatados em até 60 meses – ou

distribuído para outras unidades consumidoras que estejam sob o mesmo titular.

Outra vantagem econômica se apresenta na produção de energia

renovável, que é a isenção de impostos sobre o excedente produzido. A Lei

Federal 13.169/2015 garanto abono das taxas PIS e COFINS e o Decreto

Estadual nº 14.617/2016, determina o mesmo para a taxa de ICMS;

corroborando o incentivo do governo para geração distribuída.

Figura 31 - Comparativo antes x após instalação em Rio Verde de Mato Grosso - MS.

R$ 0,00000

R$ 1.000.000,00000

R$ 2.000.000,00000

R$ 3.000.000,00000

R$ 4.000.000,00000

R$ 5.000.000,00000

R$ 6.000.000,00000

R$ 7.000.000,00000

R$ 8.000.000,00000

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

20

38

20

39

20

40

20

41

20

42

Comparativo de rendimentos no período de 25 anos

Abastecimento pela Concessionária Geração de Energia Fotovoltaica

61

Figura 32 - Comparativo antes x após instalação em Rio Negro - MS.

As figuras 32 e 33 acima demonstram a redução de custo mensal da

ordem de, aproximadamente, 87% em Rio Verde, e 90% em Rio Negro, pagando

somente o mínimo do custo de disponibilidade – 100 kWh – somado às taxas de

iluminação pública de cada localidade onde foi instalado o sistema gerador

fotovoltaico.

62

Quanta às demais unidades consumidoras para as quais o saldo

energético foi distribuído, tem-se os seguintes comparativos:

Figura 33 - Comparativo antes x após instalação em UC - 1.


63


64



65


66


Com uma redução de aproximadamente:

• 77,54% do custo mensal na UC-1.




• 60% do custo mensal na UC-5.



O que equivale à redução total de 85,36% dos gastos com consumo de

energia elétrica.

67

6 CONCLUSÃO

Diversificar a matriz energética é imprescindível para sustentabilidade do

sistema elétrico brasileiro, a posto que a população não fique à mercê da

supremacia de somente um meio de geração de energia muito menos do

prejuízo que acomete o meio ambiente com a produção de energia a partir de

combustíveis fósseis e desvios no ciclo natural dos rios.

O progressivo investimento no mercado de energia solar além de garantir

cada vez mais a sustentabilidade do setor elétrico, beneficia a sociedade como

um todo em diversos ângulos, principalmente em relação aos custos com energia

elétrica e impactos ambientais que também, distintivamente das outras fontes

convencionais, ocasiona a diminuição dos efeitos de gases nocivos pra

atmosfera, mitigando o aquecimento solar.

Para essa diversificação, a geração distribuída de energia fotovoltaica

vem angariando mais espaço no país. Embora apresentem certas desvantagens

como interferência direta na produtividade diante do aumento de temperatura

e/ou sombreamentos, os sistemas fotovoltaicos tem sido cada vez mais

utilizados diante da praticidade da implantação de módulos solares que

produzem energia e, por, geralmente, estar junto ao local de consumo acaba

dificultando as perdas ocasionadas com a transmissão de energia e pelas

condições favoráveis que o Brasil manifesta para o usufruto da energia solar.

Esses sistemas também satisfazem os consumidores que neles investem devido

ao ótimo retorno financeiro que a vida útil dos equipamentos e a facilidade de

manutenção propõem.

No presente estudo, salienta-se a necessidade de análise de

determinadas variáveis sendo algumas dessas a radiação solar do local, a

intermitência provável da energia solar e a alteração da arquitetura paisagística.

Fundamentado em todos os aspectos descritos ao longo desse estudo,

escolheu-se demonstrar como se deu o desenvolvimento e execução dos

projetos fotovoltaicos de duas unidades consumidoras comerciais trifásicas,

cada qual com uma potência instalada de 35kW e ramal – em Rio Verde,

subterrâneo, e em Rio Negro, aéreo – a favor da rede com a finalidade de aplicar

todo referencial teórico explorado.

68

Da mesma forma, foi importante enaltecer a viabilidade financeira que

caracterizou o investimento realizado, revelando quão frutífera pode ser a

geração de energia solar, trazendo à tona, especificamente, um grande

montante que poderá ser economizado por parte dos requerentes, o que pode

ser visto no cálculo do payback e seu respectivo gráfico onde, notoriamente,

observa a grande discrepância entre o investimento comparado ao que seria

direcionado à concessionária.

É importante salientar a necessidade de maior incentivo governamental

nesse mercado, já que a possibilidade do país taxar essa forma de produção de

energia é latente e prevista para os próximos anos, embora, recentemente, o

governo tenha garantido o corte dos impostos sobre a importação de módulos

solares – o que já caracteriza uma grande benfeitoria.

Além disso, independente da necessidade de incentivo por parte do

governo, a Resolução Normativa nº482/2012 (ANEEL) já nos assegura uma

série de vantagens na produção de energia elétrica a partir de sistemas

fotovoltaicos, que, como supracitado, permite, por exemplo, que os locais

produtores de energia além de seu consumo possam injetar o saldo energético

na rede de distribuição para consumo de outros usuários, o que amparou a

escolha dos solicitantes do sistema de produzir além do necessário prevendo a

transmissão do restante para as outras sete unidades consumidoras.

Todo o cenário deste estudo, diante do êxito dos objetivos propostos,

comprova que as maiores vantagens da implantação de um sistema fotovoltaico

não se restringem à viabilidade econômica que ele acarreta, dado que pode

proporcionar um impacto significativo em todo o contexto elétrico mundial nos

anos posteriores, transformando, cada vez mais, a matriz energética atual em

uma composição limpa que preserve a humanidade de suas próprias ações e

atenue os custos que essa tem com o insumo de energia elétrica.

69

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ABNT. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. NBR 11704: Sistemas fotovoltaicos – Classificação. Rio de Janeiro, 2008. Acesso em: 20 de abril de 2020.

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ALMEIDA, P. M de. Condicionamento da Energia Solar Fotovoltaica para Sistemas Interligados à Rede Elétrica, Juiz de fora: UFJF, 2011. Disponível em: < http://www.ufjf.br/labsolar/files/2011/05/Condicionamento-da-Energia- SolarFotovoltaica.pdf>. Acesso em 05 de maio de 2020.

BALFOUR, J. Introdução ao projeto de sistemas fotovoltaicos (L. C. Faria, trad.). Rio de Janeiro: LTC – Livros Técnicos e Científicos, 2016.

BENEDETTI, O. Uma proposta de modelo para avaliar a viabilidade do biodiesel no Brasil. Teoria e Evidência Econômica, Passo Fundo, v.14, ed. Especial, 2006.

BOTEZELLI, J. A. Qual a posição ideal para os painéis fotovoltaicos? São Paulo: ABZ Energia Solar, 2015. Disponível em: <http://www.abzenergiasolar.com.br/hrf_faq/qual-a-posicao-ideal-paraos-seus-paineis-fotovoltaicos/. Acesso em: 05 de maio de 2020.

BRASIL, Governo do. Fontes de Energia Renováveis representam 83% da Matriz Elétrica Brasileira. Governo do Brasil. Brasil, 2020. Disponível em: https://www.gov.br/pt-br/noticias/energia-minerais-e-combustiveis/2020/01/fontes-de-energia-renovaveis-representam-83-da-matriz-eletrica-brasileira. Acesso em: 25 de abril de 2020.

COGEN. Geração Distribuída – Novo Ciclo de Desenvolvimento. 2013. Disponível em: http://www.cogen.com.br/content/upload/1/documentos/workshop/2013/Geracao_Distribuida_Calabro_22052013.pdf. Acesso em 11 de junho de 2020.

COGEN. Inserção da Energia Solar no Brasil. São Paulo, 2012. 77 p. Disponível em: http://www.cogen.com.br/content/upload/1/documentos/Solar/Solar_COGEN/Insercao_Energia_Solar_Brasil_EPE_16022012.pdf. Acesso em 11 de junho de 2020.

Como Energia Solar é Convertida em Eletricidade? Ep. 29. Brasil: Ponto em Comum, 2016. 1 vídeo (6 min). Publicado por Ponto em Comum. Disponível em: https://www.youtube.com/watch?v=TCQhdAHOSIk. Acesso em: 20 mai. 2020.

70

CRESESB. Banco de dados. Disponível em: http://www.cresesb.cepel.br/index.php. 2016. Acesso em: 20 de abril de 2020.

EDENHOFER, O; MADRUGA, R.P; SOKONA, Y.; SEYBOTH, K (org.). Renewable energy sources and climate change mitigation: Special report of the intergovernmental panel on climate change. Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation: Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. 1075p.

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EPE, EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Energia renovável: Hidráulica, biomassa, eólica, solar, oceânica. Rio de Janeiro: EPE, 2018.

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INEE. INSTITUTO NACIONAL DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA. Notas sobre Geração Distribuída. Disponível em: http://www.inee.org.br/down_loads/forum/Notas%20sobre%20GD.pdf. Acesso em: 15 jun. 2020.

KAFRUNI, Simone. Fontes Renováveis garantem 75% da energia gerada no país. Correio Braziliense. Brasília, 2020. Disponível em: https://www.correiobraziliense.com.br/app/noticia/economia/2020/01/13/internas_economia,820217/fontes-renovaveis-garantem-75-da-energia-gerada-no-pais.shtml. Acesso em: 20 de abril de 2020.

LIMA, E. J. de; GARCIA, G. dos R.; ROSA, L. M. (org.). Fundamentos da energia solar: Guia completo para se aprofundar no mundo fotovoltaico. 2017. Disponível em: <https://www.neosolar.com.br/apostila-energia-solar-fotovoltaica>. Acesso em: 11 de maio de 2020.

MME. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro. Abril/2020. Secretaria de Energia Elétrica. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/239673/1059011/Boletim+de+Monitoramento+do+Sistema+El%C3%A9trico+-+Abr-2020.pdf/7564982e-905a-56a9-cfa7-75a7cb5521c7?version=1.0. Acesso em: 25 de abril de 2020.

MME. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Resenha Energética Brasileira: Exercício de 2018. Edição de maio de 2019. Secretaria de Energia Elétrica. Disponível em: http://www.mme.gov.br/documents/36208/948169/Resenha+Energ%C3%A9tica+Brasileira+-+edi%C3%A7%C3%A3o+2019+v3.pdf/92ed2633-e412-d064-6ae1-eefac950168b. Acesso em: 03 de maio de 2020.

71

PINHO, J. T., & GALDINO, M. A. 2014. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. CEPEL–CRESESB. Rio de Janeiro.

RODRIGUES, Igor. 10 Vantagens da Geração Distribuída de Energia. Interenergia. São Paulo, 2016. Disponível em: https://interenergia.com.br/single-post/2016/07/10-vantagens-da-geracao-distribuida-de-energia/. Acesso em: 21 de abril de 2020.

ROSA, P.; SANTOS, E. Apostila de Instalação de Sistemas Fotovoltaicos: Módulo 1. [S.l.]: ECODOT, 2016.

RÜTHER, R. Edifícios solares fotovoltaicos: o potencial da geração solar fotovoltaica integrada a edificações urbanas e interligada à rede elétrica pública no Brasil. Florianópolis: LABSOLAR, 2004. 114p.

SANTOS, P. R. G. dos; FLORENTINO, M. C. C.; BASTOS, J. L. C.; TREVISAN, G.V. Fontes renováveis e não renováveis geradoras de energia elétrica no brasil.

SOUSA, Rafaela. Matriz Enérgica Brasileira. Mundo Educação. Brasil, 2016. Disponível em: https://mundoeducacao.uol.com.br/geografia/matriz-energetica-brasileira.htm. Acesso em: 30 de abril de 2020.

VIANA, T. Energia Solar Fotovoltaica - Geração de Energia Elétrica a Partir do Sol, 2011. Disponível em: http://www.lepten.ufsc.br/disciplinas/emc5489/arquivos/pdf/cont eudo_aulas/aula_trajano1.pdf. Acesso em: 10 de junho de 2020.

VILLALVA, M. G.; GAZOLI, J. R. Energia solar fotovoltaica: conceitos e aplicações. São Paulo: Érica, 2012.

72

APÊNDICE A – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS DO MÓDULO FOTOVOLTAICO

www.jinkosolar.com

KEY FEATURES

Eagle 72P

Positive power tolerance of 0~+3%

320-340 WattPOLY CRYSTALLINE MODULE

ISO9001:2008、ISO14001:2004、OHSAS18001certified factory.IEC61215、IEC61730 certified products.

PowerWarranty

2400 Pa5400 Pa

RESISTANT

LOW LIGHT

CLIMATEDURABILITY

Polycrystalline 72-cell module achieves a power output up to 340Wp.High Power Output:

Advanced glass and surface texturing allow for excellent performance in low-light environments.

Low-light Performance:

Certified to withstand: wind load (2400 Pascal) and snow load (5400 Pascal).

Severe Weather Resilience:

High salt mist and ammonia resistance certified by TUV NORD.

Durability against extreme environmental conditions:

Improved temperature coefficient decreases power loss during high temperatures.

Temperature Coefficient:

5 Busbar Solar Cell:5 busbar solar cell adopts new technology to improve the efficiency of modules , offers a better aesthetic appearance, making it perfect for rooftop installation.

(5BB)

LINEAR PERFORMANCE WARRANTY10 Year Product Warranty 25 Year Linear Power Warranty

80.7%

90%

95%97.5%100%

1 5 12 25yearsG

uara

ntee

d P

ower

Per

form

ance

linear performance warranty

Standard performance warrantyAdditional value from Jinko Solar’s linear warranty

PID RESISTANTEagle modules pass PID test, limited power degradation by PID test is guaranteed for mass production.

PID RESISTANT:

Engineering Drawings

SPECIFICATIONS

Mechanical Characteristics

Electrical Performance & Temperature Dependence

The company reserves the final right for explanation on any of the information presented hereby. EN-JKM-340PP-72_rev2017

Cell Type

No.of cells

Dimensions

Weight

Front Glass

Frame

Junction Box

Output Cables

Poly-crystalline 156×156mm (6 inch)

72 (6×12)

1956×992×40mm (77.01×39.05×1.57 inch)

26.5 kg (58.4 lbs.)

4.0mm, High Transmission, Low Iron, Tempered Glass

Anodized Aluminium Alloy

IP67 Rated

Packaging Configuration

26pcs/pallet, 52pcs/stack, 624 pcs/40'HQ Container

Ⅲ

4.5

14

9 5.5

55

55

3

8

Ⅱ

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

Ⅰ

40

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

100

860

1360

L

942

Ⅱ

Installing Holes

Ⅲ ⅠLabel

Junction box

Cathode - + Anode

Connector

Grounding Holes

A A

Current-Voltage & Power-Voltage Curves (325W)

Temperature Dependence of Isc,Voc,Pmax

Isc

Voc

Pmax

2-Ø4

TÜV 1×4.0mm2, Length: 1200mm or Customized Length

Irradiance 1000W/m2 AM=1.5STC:

Irradiance 800W/m 2 AM=1.5NOCT:

Power measurement tolerance: ± 3%*

Wind Speed 1m/s

Module Type

Maximum Power (Pmax)

Maximum Power Voltage (Vmp)

Maximum Power Current (Imp)

Open-circuit Voltage (Voc)

Short-circuit Current (Isc)

Module Efficiency STC (%)

Operating Temperature(℃)

Maximum system voltage

Maximum series fuse rating

Power tolerance

Temperature coefficients of Pmax

Temperature coefficients of Voc

Temperature coefficients of Isc

Nominal operating cell temperature (NOCT)

Cell Temperature 25°C

Ambient Temperature 20°C

-40℃~+85℃

1000VDC (IEC)

20A

0~+3%

-0.40%/℃

-0.31%/℃

0.06%/℃

45±2℃

1956

992

JKM325PP-72

325Wp

37.6V

8.66A

46.7V

9.10A

16.75%

JKM335PP-72

335Wp

38.0V

8.82A

47.2V

9.18A

17.26%

241Wp

6.89A 6.99A

35.0V

43.3V 43.8V

7.40A 7.52A

STC NOCT

JKM330PP-72

330Wp

37.8V

8.74A

46.9V

9.14A

17.01%

245Wp

6.94A

35.3V

43.6V

7.45A

STC NOCT STC NOCT

JKM340PP-72

340Wp

38.2V

8.91A

47.5V

9.22A

17.52%

253Wp

7.05A

35.9V

44.0V

7.98A

STC NOCT

JKM320PP-72

320Wp

37.4V

8.56A

46.4V

9.05A

16.49%

237Wp

6.83A

34.7V

43.0V

7.35A

STC NOCT

35

7.740

35.6V

249Wp

10 20 300 40 504535251550

2

4

6

8

10

12

0

100

50

150

200

250

300

350

( Two pallets=One stack )

75

APÊNDICE B – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS DO INVERSOR PHB35K-MT

Adequado para plantas FV de média e grande escala, tanto para telhados comerciais quanto para plantas FV montadas em solo. Além de design moderno e compacto e maior potência de saída.

Possui String Box CC integrado, reduzindo o tempo e a área de instalação.

PHB35K-MT INVERSOR FOTOVOLTAICOPHB60K-MT INVERSOR FOTOVOLTAICOAAtende as normas (ABNT NBR-16149; ABNT NBR-16150;ABNT NBR-IEC -62116)Possui a garantia de 5 anos para defeitos de fabricação (Ver observação no manual)

— FASE 1 (R)

COMPOSIÇÃO DO

QUADRO DE PROTEÇÄO CA LADO CA:

Protetores de surto (DPS) para proteção contra descargas atmosféricas - 175Vca 45 kA

• Disjuntor tripolar (1 00A).

• Caixa com grau de proteção

IP65.

FASE 2 (S)

— FASE 3 (T)

— TERRA (PE)

ENTRADA CA (REDE ELÉTRICA)

CA

SAÍDA CA (INVERSOR)

81

APÊNDICE C – PROJETO DO SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM RIO VERDE DE MATO GROSSO –

MS.

QDGD

Inversor e string box

(sobe para os painéis)

Corte superior

Taurus - Auto Posto Cachoeiras

5009,6

4

5009,6

4

Módulos fotovoltaicos sobre o telhado

DISJUNTOR MONOPOLAR

PLACA SOLAR 0,330 kwP

DPS CA

INVERSOR CC/CA

DISJUNTOR TRIPOLAR

DPS CC

PHB 35k-MT

JINKO SOLAR: JKM330PP-72

CA

CC

DISJUNTOR BIPOLAR

LEGENDA E ESPECIFICAÇÕES DOS EQUIPAMENTOS

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Fabricante:Jinko Solar

Modelo: JKM330PP-72

Potência Nominal: 330 Wp

Qtde. de Módulos: 132

Potência Total: 43,56kWp

T

String 01

String 02

String 03

String 04

String 05

String 06

String 07

String 08

String 09

String 10

String 11

String 12

Painel de proteção CA (Stringbox)

Inversor

String 03

String 02

String 01

String 01

String 02

String 03

String 06

String 05

String 04

String 04

String 05

String 06

String 09

String 08

String 07

String 07

String 08

String 09

String 12

String 11

String 10

String 10

String 11

String 12

250VCA / 100A

Medidor de Energia

#25(25)mm² Cobre HEPR 90º

Aterramento

Rede CA

DISJUNTOR

TRIPOLAR

100A

DPS 3P

17VCA - 45KA


Inversor

Fabricante: PHB Solar

Modelo: PHB35K - MT

Potência nom.:35.000W


16mm Cobre NU

* SOLICITADO AUMENTO DE CARGA

(A alteração será feita após aprovação do

projeto e consequentemente, do

financiamento)

27

59

Anti -Ilhamento

25

81

27

59

Anti -Ilhamento

QGBT

QUADRO DE PROTEÇÃO CA (STRINGBOX)

PADRÃO DE ENTRADA

MEDIDOR DE

ENERGIA

T

DJG

100 A

100A

RE

DE

D

E B

T - E

NE

RG

IS

A

DPS CA

175 VCA

In = 45kA

DJG

100 A

CIR

CU

IT

O E

XIS

TE

NT

E

CARGA INSTALADA

35 kW

Fabricante: PHBFabricante: PHB

Modelo: PHB35K-MT

Potência Nominal: 35000 W

CC

27

59

Anti -Ilhamento

25

81

27

59

Anti -Ilhamento

CA

INVERSOR

25(25) mm²

Cobre HEPR 90º

25(25) mm²

Cobre HEPR 90º + PE

16mm Cobre Nú



financiamento)

25(25) mm²


16mm Cobre Nú

25(25) mm²


16mm Cobre Nú

25(25) mm²

Cobre HEPR 90º

PAINEL DE PROTEÇÃO CC (STRINGBOX)

32 A

1000 VCC

DP

S

10

00

V

CC

In

=

2

0 kA

Im

ax =

4

0 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

32 A

1000 VCC

DP

S

10

00

V

CC

In

=

2

0 kA

Im

ax =

4

0 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 01

STRINGBOX 1 - 3

T

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 02

STRINGBOX 4 - 6

T

32 A

1000 VCC

DP

S

10

00

V

CC

In

=

2

0 kA

Im

ax =

4

0 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 03

STRINGBOX 7 - 9

T

32 A

1000 VCC

DP

S

10

00

V

CC

In

=

2

0 kA

Im

ax =

4

0 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 04

STRINGBOX 10 - 12

T

Caixa de medição polifásica metálica

Eletroduto embutido em parede

(Vai para QD do posto)

Tampa de

concreto

Muro do posto

DETALHES PADRÃO DE ENTRADA

Nota: Trifásico - 3 fases + neutro (T4)

Ramal de entrada subterrânea - 3#25(25)HEPR 90ºC

Haste de aterramento de cobre - 3 de 16x2400

Disjuntor termomagnético - 100A

Eletroduto PVC rigido - 50mm



financiamento)

250

18

0

DETALHES SINALIZAÇÃO DE SEGURANÇA

(Unidade em mm)


Taurus - Auto Posto Cachoeiras

QDG

CC

CA

INVERSOR

Fabricante: PHB

Modelo: PHB35K-MT

String box

CA/CC

Haste 16x2400

Cabo cobre NU 16mm²

Caixa de inspeção

Haste 16x2400

Cabo cobre NU 16mm²

Caixa de inspeção

Saída

(Sobe para os módulos)

Medição Energisa MS

Detalhes da Implantação

Av. Dom Pedro II Av

Avenida

Av. Dom Pedro II

A

v

. D

o

m

P

e

d

r

o

II

R

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a

q

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a

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t

i

ã

o

F

e

r

r

e

i

r

a

Titular da UC: Auto Posto Cachoeiras

LTDA

Num. UC: 10/267205-3

Coord. em UTM

Fuso: 21

X: 727111.78 m E

Y: 7906395.68 m S

18°55'19.88"S 54°50'36.86"O

Folha:

Data: Escala:

Auto Posto Cachoeiras LTDA

01/01

Desenho:

Responsável:

Assinatura:

TITULO:

WB ENERGY

S/E27/10/2019

Micro Geração Fotovoltaica


Eliton Rockenbach Bemme

Diagrama Multifilar / Diagrama Unifilar / Detalhes Padrão de Entrada e Sinalização

Projeto:

Eliton Rockenback Bemme

RNP - CREA:

1317924070

Coordenadas Geográficas (UTM):

Vista Frontal / Vista Lateral / Layout / Planta de Situação

X: 727111.78 Y: 7906395.68

Prancha:

A1

83

APÊNDICE D – PROJETO DO SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA EM RIO NEGRO – MS.

QDGD

Inversor e string box

(sobe para os painéis)

Corte superior

Alimentação

QDG

subterrânea

Taurus - Auto Posto Rio Negro


Haste 16x2400

Cabo cobre NU 16mm²Caixa de inspeção

Haste 16x2400

Cabo cobre NU 16mm²Caixa de inspeção

QDG

CA

INVERSOR

Fabricante: PHB

Modelo: PHB35K-MT

String box

CA/CC

Saída

(Sobe para os módulos)

* Inversores serão instalados e seuvisor estará a uma altura máximade 1,50m do piso acabado -Conforme NDU-013.

DISJUNTOR MONOPOLAR

PLACA SOLAR 0,330 kwP

DPS CA

INVERSOR CC/CA

DISJUNTOR TRIPOLAR

DPS CC

PHB 35k-MT

JINKO SOLAR: JKM330PP-72

CA

CC

DISJUNTOR BIPOLAR

LEGENDA E ESPECIFICAÇÕES DOS EQUIPAMENTOS

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Fabricante:Jinko Solar

Modelo: JKM330PP-72

Potência Nominal: 330 Wp

Qtde. de Módulos: 132

Potência Total: 43,56kWp

T

String 01

String 02

String 03

String 04

String 05

String 06

String 07

String 08

String 09

String 10

String 11

String 12

Painel de proteção CA (Stringbox)

Inversor

String 03

String 02

String 01

String 01

String 02

String 03

String 06

String 05

String 04

String 04

String 05

String 06

String 09

String 08

String 07

String 07

String 08

String 09

String 12

String 11

String 10

String 10

String 11

String 12

250VCA / 100A

Medidor de Energia


Aterramento

Rede CA

DISJUNTOR

TRIPOLAR

100A

DPS 3P

17VCA - 45KA


Inversor

Fabricante: PHB Solar

Modelo: PHB35K - MT

Potência nom.:35.000W


16mm Cobre NU

27

59

Anti -Ilhamento

25

81

27

59

Anti -Ilhamento

QGBT

QUADRO DE PROTEÇÃO CA (STRINGBOX)

PADRÃO DE ENTRADA

MEDIDOR DE

ENERGIA

T

DJG

100 A

100A

RE

DE

D

E B

T - E

NE

RG

IS

A

DPS CA

175 VCA

In = 45kA

DJG

100 A

CIR

CU

IT

O E

XIS

TE

NT

E

CARGA INSTALADA

38 kW

Fabricante: PHBFabricante: PHB

Modelo: PHB35K-MT

Potência Nominal: 35000 W

CC

27

59

Anti -Ilhamento

25

81

27

59

Anti -Ilhamento

CA

INVERSOR

25(25) mm²

Cobre HEPR 90º

25(25) mm²


16mm Cobre Nú

25(25) mm²


16mm Cobre Nú

25(25) mm²


16mm Cobre Nú

25(25) mm²

Cobre HEPR 90º

PAINEL DE PROTEÇÃO CC (STRINGBOX)

32 A

1000 VCC

DP

S

1000 V

CC

In =

20 kA

Im

ax =

40 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

32 A

1000 VCC

DP

S

1000 V

CC

In =

20 kA

Im

ax =

40 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 01

STRINGBOX 1 - 3

T

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 02

STRINGBOX 4 - 6

T

32 A

1000 VCC

DP

S

1000 V

CC

In =

20 kA

Im

ax =

40 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 03

STRINGBOX 7 - 9

T

32 A

1000 VCC

DP

S

1000 V

CC

In =

20 kA

Im

ax =

40 kA

Cabo Solar 4mm 1kV

Cabo Solar 4mm 1kV

57 Módulos

INVERSOR 01

MPPT 04

STRINGBOX 10 - 12

T

250

18

0

DETALHES SINALIZAÇÃO DE SEGURANÇA

(Unidade em mm)


Taurus - Auto Posto Rio Negro

Medição

Energisa MS

Titular da UC: Auto Posto Rio Negro

LTDA

Num. UC: 1307292-1

Coord. em UTM

Fuso: 21

X: 710979.05 m E

Y: 7847950.36 m S

19°27'6.41"S 54°59'25.02"O

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Poste de aço galvanizado

Ramal de Ligação

(Vem da BT da Concessionária)

Caixa de medição polifásica metal

Eletroduto embutido em parede

(Vai para QD do posto)

Tampa de

concreto

Fachada do posto

DETALHES PADRÃO DE ENTRADA

Nota: Trifásico - 3 fases + neutro (T4)

Ramal de entrada - 3#25(25)HEPR 90ºC

Haste de aterramento de cobre - 3 de 16x2400

Disjuntor termomagnético - 100A

Eletroduto PVC rigido - 50mm

Folha:

Data: Escala:

Auto Posto Rio Negro LTDA

01/01

Desenho:

Responsável:

Assinatura:

TITULO:

WB ENERGY

S/E27/10/2019

Micro Geração Fotovoltaica



Diagrama Multifilar / Diagrama Unifilar / Detalhes Padrão de Entrada e Sinalização

Projeto:


RNP - CREA:

1317924070

Coordenadas Geográficas (UTM):

Vista Frontal / Vista Lateral / Layout / Planta de Situação

X: 710979.05 Y: 7847950.36

Prancha:

A1

ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE SISTEMAS …

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